Пластовая нефть: вязкость нефтяной фракции, свойства нефти

В зависимости от состава в широком диапазоне изменяются физические и химические свойства нефти. Меняется консистенция нефти от легкой, насыщенной газами, до густой тяжелой смолообразной.

Соответственно и цвет нефти меняется от светлого до темно-красного и черного.

Эти свойства зависят от преобладания в составе нефти низкомолекулярных легких углеводородных соединений, либо тяжелых сложно построенных высокомолекулярных соединений.

Химический состав нефти

С химической точки зрения состав нефти и газа очень прост. Основными элементами, образующими нефть и газ, являются углерод – С и водород – Н. Содержание углерода в нефтях – 83 – 89 %, содержание водорода – 12 – 14 %. В небольших объемах в нефтях содержатся сера – S, азот – N и кислород – О. Углерод и водород присутствуют в нефти в виде множества соединений, называемых углеводородами.

Нефть представляет собой горючую маслянистую подвижную жидкость от светло–желтого до темно–красного, коричневого и черного цвета, состоящую из смеси различных углеводородных соединений. В природе нефть очень разнообразна по своему качеству, удельному весу и консистенции: от весьма жидкой и летучей до густой смолообразной.

Известно, что химические элементы соединяются между собой в определенных соотношениях согласно их валентности. Например, молекула воды – Н2О состоит из двух атомов водорода, имеющих валентность – 1, и одного двухвалентного атома кислорода.

Самым простым по химическому составу углеводородным соединением является метан – СН4. Это горючий газ, являющийся главным компонентом всех природных горючих газов.

• Обычное содержание метана в природных газах превышает 90 – 95 %.
• Следующим за метаном соединением является этан – С2Н6,
• Затем, пропан — С3Н8,

бутан — С4Н10, пентан – С5Н12, гексан – С6Н14 и т.д.

Как отмечалось выше, начиная с пентана, газообразные углеводороды переходят в жидкие, т.е. в нефть. Формула пентана продолжает тот же непрерывный ряд углеводородных соединений, относящихся к группе метановых.

В этой группе все связи углерода задействованы, т.е. использованы на соединение с атомами водорода. Такие соединения называются предельными или насыщенными. Они нереакционноспособные, т.е. не способны присоединять к своей молекуле молекулы других соединений.

Углерод в соединении с водородом способен образовывать бесчисленное множество углеводородных соединений, различающихся своим химическим строением, а, следовательно, и свойствами.

Различают три основные группы углеводородных соединений:

Первая группа – метановые (или алканы). Их общая формула СnH2n+2. Именно об этой группе соединений говорилось выше.

Они являются полностью насыщенными, т.к. все валентные связи использованы. Поэтому химически они наиболее инертны, не способные к химическим реакциям с другими соединениями. Углеродные скелеты алканов представляют собой либо линейные (нормальные алканы), либо разветвленные цепи (изоалканы).

Вторая группа – нафтеновые (или цикланы). Их общая формула СnH2n. Их основные признаки – наличие пяти – или шестичленного кольца из атомов углерода, т.е. они образуют в отличие от метановых замкнутую циклическую цепь (отсюда — цикланы):

Это тоже насыщенные (предельные соединения). Поэтому в реакции они практически не вступают.

Третья группа – ароматические (или арены). Их общая формула СnH2n-6. Они образованы шестичленными циклами, основанными на так называемом ароматическом ядре бензола – С6Н6. Их отличительная особенность – наличие двойных связей между атомами.

Среди ароматических углеводородов выделяются моноциклические, бициклические (т.е. сдвоенные кольца) и полициклические, образующие многокольцевые соединения типа пчелиных сот.

Углеводороды, в том числе нефть и газ, не являются веществами определенного и постоянного химического состава. Они представляют сложную природную смесь газообразных, жидких и твердых углеводородных соединений метанового, нафтенового и ароматических рядов.

Но это не простая смесь, а система сложного углеводородного раствора, где растворителем являются легкие углеводороды, а растворенными веществами – прочие высокомолекулярные соединения, включая смолы и асфальтены, т.е.

даже и неуглеводородные соединения, входящие в состав нефтей.

Раствор от простой смеси отличается тем, что входящие в него компоненты способны химически и физически взаимодействовать, приобретая при этом новые свойства, которые не были присущи исходным соединениям.

Плотность

В ряду физических свойств нефти плотность или удельный вес является важнейшим. Этот показатель зависит от молекулярного веса слагающих ее компонентов, т.е. от преобладания в составе нефти легких или тяжелых углеводородных соединений, от наличия смолистых примесей, асфальтенов и растворенного газа.

Плотность нефти изменяется в широких пределах от 0,71 до 1,04 г/см3. В пластовых условиях за счет большого объема растворенного в нефти газа плотность ее в 1,2 – 1,8 раза меньше, чем в поверхностных условиях после ее дегазации. В зависимости от плотности выделяют следующие классы нефтей:

• Очень легкие (до 0,8г/см3);
• Легкие (0,80-0,84г/см3)
• Средние (0,84-0,88г/см3)
• Тяжелые (0,88-0,92г/см3)
• Очень тяжелые (более 0,92г/см3)

Вязкость

Вязкость нефти – это свойство оказывать сопротивление перемещению частиц нефти относительно друг друга в процессе ее движения. Вязкость определяет степень подвижности нефти. Измеряется вязкость с помощью прибора – вискозиметра. В системе СИ измеряется в миллипаскалях в секунду (мПа•с), в системе СГС  — Пуаз, г/(см•с).

Существует два вида вязкости: динамическая и кинематическая. Динамическая взякость характеризует собой силу сопротивления перемещению слоя жидкости площадью в 1см2 на 1см со скоростью 1см/сек. Кинематическая вязкость представляет собой свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести.

1. Динамическая вязкость определяется по формуле:
2. где: А — площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа); F — сила, необходимая для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv; dy — расстояние между движущимися слоями жидкости (газа); dv — разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).
3. Кинематическая вязкость также используется в расчетах, она определяется по следующей формуле:
4. где: μ — динамическая вязкость; ρ — плотность нефти при температуре определения.
5. В поверхностных условиях нефти делятся на:

1. маловязкие – до 5 мПа•с;
2. повышенной вязкости — от 5 до 25 мПа•с;
3. высоковязкие – более 25 мПа•с.

Меньшей вязкостью обладают легкие нефти, а большей – тяжелые. В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем той же нефти на поверхности после ее дегазации, что связано с ее очень высокой газонасыщенностью в недрах. Это свойство имеет большое значение при формировании залежей углеводородов, т.к. определяет масштабы миграции.

Величина обратная вязкости характеризует текучесть жидкости φ:

Содержание серы

Содержание серы в нефти — очень важное свойство, влияющее на окислительные свойства нефти. Чем больше содержание серы в нефтях, тем агрессивнее она ведет себя по отношению к металлам, окисляя и разрушая их. В этом смысле действие ее аналогично окислительному действию кислорода. По содержанию серы нефти делятся на:

1. Малосернистые – до 0,5 %;
2. Сернистые — от 0,5 до 2,0 %;
3. Высокосернистые – более 2 %.

Парафинистость нефти

Это еще одно важное свойство нефти, влияющее на технологию ее добычи и транспортировки по трубопроводам. Парафинистость возникает в нефтях за счет содержания в них твердых компонентов – парафинов (от С17Н36 до С35Н72) и церезинов (от С36Н74 до С55Н112).

Содержание их достигает иногда от 13 до 14 %, а на месторождении Узень в Казахстане – 35 %. Высокое содержание парафина чрезвычайно затрудняет добычу нефти, т.к. при вскрытии пласта и подъема нефти по трубам происходит непрерывное снижение давления и температуры.

При этом парафин способен кристаллизоваться и выпадать в твердый осадок, парафинируя как поры в самом пласте, так и стенки НКТ, задвижек и всего технологического оборудования.

По содержанию парафинов нефти делятся на:

1. Малопарафинистые – менее 1,5 %;
2. Парафинистые – от 1,5 до 6,0 %;
3. Высокопарафинистые – более 6,0 %.

Газосодержание

Газосодержание или газовый фактор – это количество газа в 1м3 (или на 1т) дегазированной нефти, т.е. газовый фактор – это количественный показатель того, какое количество газа было растворено в нефти в пластовых условиях, способное перейти в свободное состояние при извлечении нефти на поверхность.

Газовый фактор может достигать 300 – 500 м3/т, но чаще – в пределах 30 – 100 м3/т. Встречается и менее — 8 – 10 м3/т, например, тяжелые нефти Ярегского месторождения Ухтинского района имеют газовый фактор 1 – 2 м3/т.

Давление насыщения

Давление насыщения (или начала парообразования) – это давление, при котором газ начинает выделяться из нефти. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому или меньше его.

В первом случае весь газ будет растворен в нефти, а нефть — насыщена газом. Во втором случае нефть будет недонасыщена газом.

Сжимаемость

• Сжимаемость нефти обусловлена ее упругостью и измеряется коэффициентом сжимаемости – βН.
• где V – исходный объем нефти, м3;
• ∆V – изменение объема нефти, м3;
• ∆р – изменение давления, МПа.

Коэффициент сжимаемости характеризует величину изменения объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. Этот коэффициент учитывается на ранних стадиях разработки, когда упругие силы жидкостей и газов еще не растрачены и поэтому играют заметную роль в энергетике пласта.

Коэффициент теплового расширения:

где Δt0 — изменение температуры на 1 0С.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 0С. Этот коэффициент используется при проектировании и применении тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент нефти

1. Этот коэффициент показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1м3 дегазированной нефти за счет насыщения ее газом.
2.  
3. где bН – объемный коэффициент пластовой нефти, доли единицы;
4. Vпл – объем нефти в пластовых условиях, м3;
5. Vдег – объем той же нефти в поверхностных условиях после ее дегазации, м0;
6. ρпов – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
7. ρпл – плотность нефти в пластовых условиях, т/м3.

Объемный коэффициент нефти обычно больше 1, как правило, находится в пределах 1,2–1,8, но иногда достигает 2–3 единиц. Объемный коэффициент используется при подсчете запасов и при определении коэффициента нефтеотдачи пласта.

Усадка нефти и пересчетный коэффициент По объемному коэффициенту можно определить усадку нефти при извлечении ее на поверхность – И, а также пересчетный коэффициент — Θ.

Последний используется в формуле подсчета запасов объемным методом. Пересчетный коэффициент Θ – есть величина обратная объемному коэффициенту – bH.

Как видно, эта формула представляет собой перевернутую формулу объемного коэффициента. Именно она учитывает уменьшение объема нефти (ее усадку) при переходе от пластовых условий к поверхностным.

Температура застывания нефти

Температура застывания — это та температура, при которой охлажденная в пробирке нефть не меняет свой уровень при наклоне в 45º. Температура застывания и плавления нефтей разнообразна.

Обычно нефть залегает в пласте в жидком состоянии, но, некоторые из них густеют даже при небольшом охлаждении. Температура застывания растет одновременно с возрастанием содержания в ней твердых парафинов и уменьшением содержания смол.

Смолы оказывают противоположный эффект — с увеличением их содержания температура застывания уменьшается.

Оптические свойства нефти

Оптическая активность выражается в способности нефти вращать плоскость поляризованного луча света вправо (редко влево).

Оптически активные вещества образуются при жизнедеятельности организмов, и оптическая активность нефти свидетельствует о ее генетической связи с биологическими системами.

Основными носителями оптической активности в нефти являются ископаемые молекулы животного и растительного происхождения — хемофоссилии. Нефти из более древних отложений менее оптически активны по сравнению с нефтями из более молодых пород.

Люминесцирующие вещества имеют определенные спектры цветов люминесценции (бурые, голубые, желтые и др.) и интенсивность свечения, зависит от концентрации.

Легкие нефти имеют голубой и синий цвета люминесценции, тяжелые — желтый и желто-бурый.

Источник: https://www.geolib.net/oilgasgeology/svoystva-nefti.html

Добыча нефти и газа

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

         По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного.

         В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:

         Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы).

В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17–С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%.

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы.

Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют «смолисто-асфальтеновыми веществами». На их долю приходится до 15%.

         В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д.

         Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти:

• —       28-180°С – широкая бензиновая фракция;
• —       120-240°С – керосиновая фракция (150-240°С – осветительный керосин; 140-200 – уайт-спирт);
• —       140-340°С – дизельная фракция (180-360°С – летнее топливо);
• —       350-500°С – широкая масляная фракция;
• —       380-540 – вакуумный газойль.

3.3.1. Физико-химические свойства нефти

         Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа (рис. 3.1.). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность.

С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3.

Рис. 3.1 . Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

         Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.2).

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

,          (3.37)

         где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) – см. рис. 3.2;

1. F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;
2. dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);
3. dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.

•          Размерность вязкости определяется из уравнения Ньютона:
• —       система СИ – [Па×с]
• —       система СГС – [Пуаз]=[г/(см×с)]

Рис. 3.3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры

         Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры (рис. 3.3). При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в нефти и с увеличением температуры; повышение давления вызывает увеличение вязкости.

         Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

С вязкостью связан ещё один параметр – текучесть j – величина обратная вязкости:

.             (3.38)

         Кроме динамической вязкости для расчётов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

.                (3.39)

1. Единицы измерения кинематической вязкости:
2. —       система СИ – [м2/с]
3. —       система СГС – [Стокс]

         Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

.           (3.40)

         Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора.

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

•          С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:
• ,            (3.41)
•          где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;
• Vдег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

         Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

,                 (3.42)

Источник: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/239-sostav-i-fiziko-khimicheskie-svojstva-neftej

Нефть, происхождение, свойства и состав

• Нефть – это полезное ископаемое органического происхождения, природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений.
• Описание нефти
• Название нефти

Классификация нефтей по плотности. Легкая нефть. Средняя нефть. Тяжёлая нефть.

1. Происхождение и образование нефти (теории и гипотезы)
2. Физические свойства нефти
3. Химический (компонентный, углеводородный и элементный) состав
4. Другие виды топлива: биодизель, биотопливо, газойль, горючие сланцы, лигроин, мазут, нефть, попутный нефтяной газ, природный газ, свалочный газ, сланцевая нефть, сланцевый газ, синтез-газ

Описание нефти:

Нефть – это полезное ископаемое органического происхождения, природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений.

Внешне нефть представляет собой легковоспламеняющуюся жидкость, цвет которой может быть черным, буро-коричневым, светло-коричневым, грязно-желтым, темно-коричневым, светлым жёлто-зелёным либо насыщенно-зелёным. Встречается нефть и совсем без цвета.

Нефть имеет специфический запах, который может быть различным и варьируется от легкого приятного до тяжёлого и очень неприятного.

Цвет и запах нефти обуславливаются наличием в ней азотосодержащих, серосодержащих и кислородсодержащих примесей и компонентов, ароматических углеводородов.

Нефть легче воды, практически не растворима в ней. Но при определенных условиях может образовывать с водой стойкие эмульсии. Растворяется в органических растворителях.

Состав углеводородов, входящих в нефть, влияют на ее свойства: начиная от того, что она бывает прозрачной и текучей как вода, и, заканчивая тем, что она бывает черной, очень вязкой и малоподвижной, не вытекающей  из сосуда при его переворачивании.

Нефть – важнейшее полезное ископаемое, имеющее комплексное применение (не только как топливо и энергоресурс, но и как ценное химическое сырье для химической и нефтехимической промышленности).

Современная мировая экономика не может обойтись без нефти. Спрос на нее с каждым днем возрастает и возрастает. Недаром нефть называется «чёрным золотом», подчеркивается ее ценность наравне с обычным золотом.

От цены на нефть на сырьевом рынке зависят цены на другую продукцию, а в целом – вся мировая экономика.

Нефть залегает вместе с природным газом на глубинах от нескольких десятков метров до 5-6 км.

На глубине более 6 километров встречается только газ, на глубинах до 1 километра только нефть, а на глубинах от 1 до 6 километра нефть и природный газ в различных сочетаниях.

При естественном выходе на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и другие образования – например, битуминозные пески и битумы.

Нефть относится к невозобновляемым полезным ископаемым.

Название нефти:

Слово нефть иностранного происхождения. Из какого языка оно пришло в русский доподлинно неизвестно. Слово «нефть» в различных произношениях встречается в турецком, персидском, индийском, арабском, ассирийском, аккадском, древнеиранском и семитских языках.

В английском языке оно пишется как «petroleum», произошло от греческого petra – «горный» и латинского oleum – «масло» и буквально означает «горное масло». Данным словом англичане и американцы, как правило, обозначают сырую нефть.

• В немецком языке оно пишется как «Еrdöl», что буквально означает «земляное масло», а, например, в венгерском – кооlаj – «каменное масло».
• В зависимости от плотности нефть подразделяется на виды:
• Нефть, плотность которой ниже 0,83 г/см3, называется лёгкая нефть.
• Нефть плотностью 0,831-0,86 г/см3 – средняя нефть.
• А плотностью выше 0,86 г/см3 – тяжёлая нефть.
• Существует две гипотезы – теории происхождения (образования) нефти: биогенная (органическая) теория и абиогенная (неорганическая, минеральная, карбидная) теория.

Впервые биогенную теорию происхождения нефти и природного газа в 1759 году высказал М.В. Ломоносов. В далеком геологическом прошлом Земли погибшие живые организмы (растения и животные, преимущественно – водоросли и зоопланктон) опускались на дно водоемов, образуя илистые осадки.

В результате различных химических, физико-химических и биохимических процессов они разлагались в безвоздушном пространстве. Из-за движения земной коры эти остатки опускались все глубже и глубже – на глубину до 6 километров, где под действием высокой температуры (до 250 оС) и высокого давления превращались в углеводороды: природный газ и нефть. Низкомолекулярные углеводороды (т.е.

собственно природный газ) образовывался при более высоких температурах и давлениях. Высокомолекулярные углеводороды – нефть – при меньших.

Собственно месторождение – это не место рождения, а место скопления нефти и газа. Если во время такой миграции углеводороды не встречали толщу непроницаемых пластов (т.е. не попадали в ловушку), то, в конце концов, выходили на поверхность. На поверхности они подвергались воздействию различных внешних факторов, в результате чего рассеивались и разрушались.

Минеральную теорию происхождения нефти и природного газа сформулировал в 1877 году Д.И. Менделеев.

Он исходил из того, что углеводороды могут образовываться в недрах земли в условиях высоких температур и давлений в результате взаимодействия перегретого пара и расплавленных карбидов тяжелых металлов (в первую очередь железа).

В результате химических реакций образуются окислы железа и других металлов, а также различные углеводороды в газообразном состоянии. При этом вода попадает глубоко в недра Земли по трещинам-разломам в земной коре.

Образовавшиеся углеводороды, находясь в газообразном состоянии, в свою очередь по тем же трещинам и разломам поднимаются наверх в зону наименьшего давления, образуя в конечном итоге газовые и нефтяные залежи. Данный процесс, по мнению Д.И. Менделеева и сторонников гипотезы, происходит постоянно. Поэтому, уменьшение запасов углеводородов в виде нефти и газа человечеству не грозит.

Физические свойства нефти:

Наименование параметра:	Значение:
Плотность, г/см3 (зависит от температуры и давления)	0,65-1,05
Плотность, кг/м3 (зависит от температуры и давления)	650-1050
Агрегатное состояние	жидкость
Цвет	различный: черный, буро-коричневый, светло-коричневый, грязно-желтый, темно-коричневый, светлый жёлто-зелёный, насыщенно-зелёный, без цвета.
Запах	различный: варьируется от легкого приятного до тяжёлого и очень неприятного.
Прозрачность	различная
Температура вспышки (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов), °C	от +35 до +121
Молекулярная масса, г/моль	220-400 (редко 450-470)
Температура начала кипения жидких углеводородов в нефти, °C	обычно >28 °C, реже ≥100 °C – в случае тяжёлой нефти
Температура кристаллизации, °C (зависит преимущественно от содержания в нефти парафина и лёгких фракций. Чем больше парафина, тем температура кристаллизации выше. Чем их больше лёгких фракций, тем эта температура ниже.)	от -60 до +30
Вязкость, мм²/с (определяется фракционным составом нефти и её температурой, а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ. Чем выше температура и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость нефти. Чем больше содержания смолисто-асфальтеновых веществ, тем вязкость выше.)	от 1,98 до 265,90
Удельная теплота сгорания (низшая), МДж/кг	43,7-46,2
Удельная теплоёмкость, кДж/(кг∙К)	1,7-2,1
Диэлектрическая проницаемость	2,0-2,5
Удельная электрическая проводимость, Ом-1∙см-1	от 2∙10-10 до 0,3∙10-18

Химический (компонентный, углеводородный и элементный) состав:

1. Нефть это сложная смесь различных углеводородных и неуглеводородных компонентов.

2. В состав нефти входят около тысячи различных химических индивидуальных веществ, из которых:
3. – жидкие углеводороды, составляющие ее большая часть (более 500 веществ или обычно 80-90 % по массе);
4. – гетероатомные органические соединения (4-5 %): преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (более 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые);
5. – остальные компоненты: растворённые углеводородные газы (от метана CН4 до бутана C4Н10 включительно, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1-4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др.;

– механические примеси (частицы песка, глины и т.п.).

Жидкие углеводороды представлены парафиновыми (обычно 30-35 %, реже 40-50 %) и нафтеновыми соединениями (25-75 %), соединениями ароматического ряда (10-20, реже 35 %) и соединениями смешанного или гибридного строения (например, парафино-нафтеновыми, нафтено-ароматическими).

Парафины (от лат. parum «мало» + affinis «родственный») – воскоподобная смесь предельных углеводородов (алканов) преимущественно нормального строения состава от С18Н38 (октадекан) до С35Н72 (пентатриоконтан) включительно и температурой плавления 45-65 °C.

Нафтены, также циклоалканы, полиметиленовые углеводороды, цикланы или циклопарафины – это циклические насыщенные углеводороды, по химическим свойствам близкие к предельным углеводородам. Имеют химическую формулу CnH2n и циклическое строение (т.е. замкнутые кольца из углеродных атомов).

Ароматические соединения (арены) – циклические органические соединения, которые имеют в своём составе ароматическую систему.

Сернистые соединения, содержащиеся в нефти: сероводород  H2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические (гетероциклические) сернистые соединения и т.п. 70-90 % сернистых соединений концентрируется в остаточных продуктах – мазуте и гудроне.

Азотистые соединения, содержащиеся в нефти: преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины. Большей частью концентрируется в тяжёлых фракциях и остатках.

Кислородные соединения, содержащиеся в нефти: нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые и др. вещества. Сосредоточены обычно в высококипящих фракциях углеводородов.

С точки зрения элементного состава в нефти присутствует более 50 химических элементов. Содержание указанных химических элементов, особенно примесей, колеблется в широких пределах. Ниже в таблице приводится элементный состав нефти:

Наименование химического элемента:	%% содержание
Углерод, С	82-87
Водород, Н	11-14,5
Сера, S	0,01-6 (редко до 8)
Азот, N	0,001-1,8
Кислород, O	0,005-0,35 (редко до 1,2)
Ванадий, V	10-5-10-2
Никель, Ni

Источник: https://xn--80aaafltebbc3auk2aepkhr3ewjpa.xn--p1ai/neft-proishozhdenie-svoystva-i-sostav/

Вязкость нефти

ИА Neftegaz.RU. Вязкость — важнейшее технологическое свойство нефти, определяющее ее подвижность в пластовых условиях для добычи или при транспортировке по магистральным нефтепроводам (МНП).

• Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.
• Параметр вязкость наиболее тесно отражает взаимодействие углеводородов и гетероатомных соединений и коррелирует со степенью их проявления.
• Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между 2 смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис 1).
• Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

1. где А — площадь перемещающихся слоев жидкости или газа ;
2. F — сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;
3. dy — расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);
4. dv — разность скоростей движущихся слоев жидкости (газа).
5. μ — коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рис 1. Движение 2х слоев жидкости относительно друг друга

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

• система СИ — [Па*с, мПа*с], паскаль /сек;
• система СГС — [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/ (см*сек)].

С вязкостью связан параметр — текучесть (j) — величина обратная вязкости:

Кроме динамической вязкости для расчетов используют также параметр Кинематическая вязкость — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести.

Единицы измерения кинематической вязкости:

• система СИ — [м2/сек, мм2/се];
• система СГС — [стокс (ст), сантистокс (сст)];сст =1·10-4 м2/сек.

• Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.
• С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает .
• Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа (рис 2).
• При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН4 к С4Н10, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).
• Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности.
• С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.
• С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного компонента от С5Н12 и выше, растворенного в нефти, ее вязкость будет возрастать за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).

1. Рис 2. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом
2. Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания
3. Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.
4. Вязкость сырых нефтей больше вязкости сепарированных.
5. Величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.
6. Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворенного газа, содержащегося в ней, пластовых температур.
7. Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис 3 а).
8. Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости.
9. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис 3 б).
10. Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис 3 б).

По данным Г. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа*с до десятых долей мПа*с (около 25 % залежей), от до 7 мПа*с (около 50 % залежей) и от 5 до 30 мПа*с (около 25 %).

• Рис 3 Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)
• Однако известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700-800 мПа*с), залежи Ухтинского месторождения Коми (μ ≈ 2300 мПа*с), пески Атабаска в Канаде.
• В пластовых условиях вязкость нефти может быть в 10ки раз меньше вязкости сепарированной нефти или нефти в поверхностных условиях.
• Для Арланского месторождения — разница более 20.
• В пласте на нефть воздействует содержащийся в пласте газ и пластовая температура.
• Влияние плотности нефти на вязкость: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.
• Классификация нефти по вязкости:

• незначительная вязкость — μ < 1 мПа * с;
• маловязкие — 1 мПа * с < μ < 5 мПа * с;
• с повышенной вязкостью — 5 мПа* с 25 мПа* с;
• сверхвязкие (СВН) — μ > 30 мПа*.

  Например, вязкость нефтей залежей:

• верхнемеловые отложения Северного Кавказа 0,2-0.3 мПа*с; девон в Татарстане, Башкирии, мел Западной Сибири — 1-5 мПа*с;
• Ашальчинское месторождение сверхвязкой нефти, Ярегское месторождение в Коми ( шахтный способ добычи) — более 30 мПа*с.

Источник: https://neftegaz.ru/tech-library/energoresursy-toplivo/142204-vyazkost-nefti/

Основные физико-химические свойства нефти и ее состав

Физические и химические свойства, природа происхождения нефти давно интересует ученых. Благодаря успешному изучению физико-химических свойств нефти, человечество получило возможность открывать новые месторождения этого полезного ископаемого, находить ему новое применение и получать максимальный эффект от использования.

Характеристика нефти в глубинных пластах и на поверхности земли сильно отличаются, так как в первом случае она подвергается воздействию экстремальной температуры и высокого давления.

Хотя сегодня мало кто сомневается в органической природе нефтепродуктов, сторонники их минерального происхождения не сдаются. Родоначальником теории о неорганической природе нефти является Д. И. Менделеев.

На основе состава нефти он выдвинул гипотезу об ее минеральном происхождении и вывел химическую формулу, согласно которой под воздействием высокой температуры на больших глубинах земли может происходить процесс синтеза углеводородов в результате взаимодействия воды и карбида металлов.

Позднее немецкий ученый К. Шорлеммар, изучая нефть и ее свойства, обнаружил в составе образцов из Пенсильванских месторождений предельные углероды метанового ряда. В 1861 году А. М. Бутлеров представил подробное разъяснение о строении углеводородов, составе и физических свойствах нефти.

Химический состав и формула

В этом разделе рассматриваются основные химические свойства нефти. Постараемся узнать, имеется ли определенная химическая формула нефти. Предельно важными характеристиками для исследования являются: элементарный, фракционный и углеводородный состав нефти.

Начиная изучать химический состав нефти, исходим из ее определения. Нефть – это смесь углеводородов, молекулы которых содержат в своем составе примеси кислорода, серы, азота с чистыми углеводородами (т.е. не содержащими примеси других химических элементов).

Фракционный состав

Качественные показатели сырья определяются лабораторным путем при ее ректификации. Этот процесс основан на разделении первичного сырья на фракции при нагревании. Каждая фракция имеет определенную температуру кипения, после которой она начинает испаряться. Различают следующие виды фракций:

• Легкие. К таковым относят петролейные и бензиновые фракции с предельной температурой выкипания до 140 °С (при атмосферном давлении).
• Средние. Их получают путем перегонки при атмосферном давлении. К этим нефтям относят керосиновые, дизельные, лигроиновые фракции, выкипающие в диапазоне температур от 140 до 350 °С.
• Тяжелые. Подлежат только вакуумной перегонке. При температуре 350-500 °С получают вакуумный газойль, более 500 °С – гудрон.

Легкие и средние фракции относятся к светлым дистиллятам, тяжелые фракции называют мазутом. Обычная нефть содержит 31 % бензина, 10 % керосина, 15 % дизельного топлива, 20 % масел, 24 % мазута.

Групповой углеводородный состав

Согласно исследованиям групповой состав нефти можно выразить тремя большими соединениями углеводородов:

• предельных;
• непредельных;
• ароматических.

Предельные углеводороды

Очень часто их называют метановыми из-за простого строения, а химическое название группы – алканы. Формула метана по структуре напоминает амебу – в качестве ядра выступает атом углерода, роль протоплазмы играют 4 атома водорода. Цепочку структуры алканов нормального строения можно выразить по формуле CnH2n+2, т.е.

каждый последующий углеводород будет иметь больше предыдущего на 1 атом углерода, окруженный оболочкой из атомов водорода. Представители этого ряда встречаются как в газообразном виде – СН4-С4Н10, так и в жидком состоянии – С5Н12-С17Н36. Начиная с С18Н38, углеводороды обретают вид кристалла, входящего в состав парафина.

Отсюда происходит их название – парафиновые углеводороды.

Наличие изомеров можно назвать их отличительной особенностью. Начиная с 4-го по порядку члена, углеводороды имеют одинаковые формулы, но отличаются по строению молекул. При этом главный член ряда построен в виде несложной цепочки, а изомеры имеют ветвистую цепь.

Разнообразие этих углеводородов вызывает повышенный интерес к ним, главным образом, из-за возможности создания новых видов топлива, а также схожестью некоторых изомеров с органическими веществами по строению. Сегодня лучшие бензины получают из изомеров.

Несмотря на это изомеры остаются не изученными до конца, так как 11-й член ряда имеет 159 видов, 18-й (октодекан) – более 60 тысячи разновидностей изомеров.

Непредельные углеводороды

Они имеют структуру по формуле CnH2n. Они представляют собой циклические насыщенные углеводороды, у молекул которых не достает 2-х атомов водорода. Эти углеводороды называются нафтеновыми кислотами или алкенами.

В природной нефти они отсутствуют, их образование связано со вторичной обработкой сырья. Нафтены могут иметь несколько колец. Этим объясняется название полициклических аренов (ароматических углеводородов) со структурными формулами CnH2n2, CnH2n_4.

Эта группа углеводородов имеет и другое название – циклопарафины в связи с тем, что их кольца способны удерживать вокруг себя цепочки метановых углеводородов. Этим вызваны их большая плотность, высокая температура кипения и плавления в сравнении с метановыми углеводородами.

Циклопарафины легко вступают во взаимодействие с галогенами и кислородом. В обычных условиях они находятся в жидком состоянии.

Ароматические углеводороды

Название этих углеводородов происходит из греческого «арома», т.е. пахучее вещество. Их структурная формула представлена в виде CnH2n-m, где m – четное число.

Характерным представителем этих углеводородов является бензол – С6Н6 и его гомологи (производные). В ароматических углеводородах имеет место сильный дефицит атомов водорода.

Несмотря на это они химически не активны, в нормальных условиях находятся в жидком состоянии с температурой застывания от -25 до -88 °С.

Элементарный состав

Хотя существует множество видов углеводородов, элементарный состав нефти не отличается многообразием. Элементный состав нефти состоит из следующих компонентов:

• углерода – 83-87%;
• водорода – 11-14%;
• смолисто-асфальтовых веществ – 2-6%.

Последние из перечисленного компонентного состава нефти представляют собой органические соединения углерода, водорода, серы, азота и различных металлов. К ним можно отнести нейтральные смолы, асфальтены, карбены и карбоиды.

При сгорании нефти образуется зола, но на ее долю приходится сотые доли процента. Она состоит из оксидов различных металлов. В нефти имеется небольшое количество сероводорода. Взаимодействуя с металлами, сера вызывает очень сильную коррозию.

Она имеет резкий запах. Различают несколько групп нефти по содержанию серы: несернистые (до 0,2 %), малосернистые (0,2 — 1,0 %), сернистые (1,0 — 3,0 %), высокосернистые (более 3 %).

Азот является безвредной и инертной примесью, его доля составляет не более 1,7 %.

Физические свойства

Различают следующие основные физические свойства нефти: плотность, вязкость, сжимаемость и другие.

Плотность определяется как соотношение массы к объему. Различают легкую и тяжелую нефть, в зависимости от того по какую сторону она находится от плотности 900 кг/м3. Газовые конденсаты, бензин, керосин относятся к легкой, а мазут к тяжелой нефти.

Электрические свойства

Рассматривая электрические свойства нефти необходимо отметить, что во многом они зависят от ее состава.

Безводная нефть является диэлектриком, парафины могут выступать в качестве изоляторов, а некоторые масла годятся для заливки трансформаторов.

Она также способна удерживать и накапливать электрические заряды, возникающие от ее трения об стенки резервуаров. Эту способность можно отнести к вредным и опасным свойствам нефти, создающим угрозу возникновения пожара от малейшей искры.

Кроме того, определенный интерес вызывают реологические свойства нефти. При определенных условиях некоторые ее виды обладают свойством самопроизвольного повышения прочности с течением времени. К таковым можно отнести нефть с большим содержанием парафинов и асфальто-смолистых веществ. Неньютоновская жидкость не обладает реологическими свойствами.

Вязкость нефти

Вязкость нефти определяется ее подвижностью, т.е. способностью сопротивляться перемещению частиц относительно друг друга.

Другим словом, вязкость это свойство, которое отвечает на вопрос, какое ее свойство используют в первую очередь, перекачивая по нефтепроводу. Различают динамическую и кинематическую вязкость.

Первая из них зависит от времени и измеряется в паскалях секундах. Кинематическая вязкость характеризует ее изменение в зависимости от температуры.

Источник: https://OilGazInfo.ru/himiya-nefti/osnovnye-fiziko-himicheskie-svojstva-nefti-i-ee-sostav

Вязкость Нефти

Вязкость, наряду с плотностью, одно из важнейших физических свойств нефти.

Кинематическая вязкость нефти изменяется в широких пределах: от 2 до 300 мм2/с (20 °С). Однако в среднем вязкость большинства нефтей не превышает 40 – 60 мм2/с.

По вязкости определяют и рассчитывают следующие технологические параметры:

• подвижность нефти в пласте при ее добыче
• скорость фильтрации в пласте
• тип вытесняющего агента
• мощность выкачивающего насоса
• условия транспортировки по нефтепроводу
• и др.

Зная вязкость нефти, можно грубо оценивать ее состав. Основная закономерность — это увеличение вязкости с возрастанием молекулярного веса фракций.

Чем нефть тяжелее, тем, соответственно, больше в ее составе тяжелых фракций, и тем выше ее вязкость.

Растворенный газ также оказывает влияние на вязкость: углеводородные газы в общем случае разжижают нефть, азот, наоборот, вязкость увеличивает.

Вязкость, как физическая величина

Вязкость, или внутренне трение, — это свойство текучих тел оказывать сопротивление необратимому перемещению одной их части относительно другой. Главным образом вязкость зависит от химического строения, молекулярной массы вещества, а также от условий ее определения.

Согласно общему закону внутреннего трения Ньютона, сила внутреннего трения жидкости (f) зависти от:

• площади соприкосновения ее слоев (S)
• разности скоростей слоев (Δv)
• расстояния между слоями (Δh)
• молекулярных свойств жидкости

Коэффициент пропорциональности η, присутствующий в формуле, и зависящий от молекулярных сил сцепления жидкости, получил название коэффициент внутреннего трения, или динамическая вязкость.

Динамическая вязкость

Динамическая вязкость определяется по формуле Пуазейля:

где (P) – давление, под которым движется жидкость объемом (v), при протекании через капилляр длиной (L) и радиусом (r) за время (t).

В системе СИ динамическая вязкость выражается в паскаль-секундах (Па·с), а в системе СГС – в пуазах (пз). 1 Па·с = 10 пз.

Кинематическая вязкость

Большее распространение, в частности, для характеристики вязкости нефти, топлив, масел и др., получила кинематическая вязкость (удельный коэффициент внутреннего трения), которая представляет собой отношение коэффициента динамической вязкости вещества к его плотности.

В системе СИ кинематическая вязкость выражается м2/с, в системе СГС — в стоксах (Ст). 1 Ст = 10-4 м2/с.

В нефтехимии широко используются также условная и относительная вязкости.

Условная вязкость

Условная вязкость (ВУ) определяется отношением времени истечения определенного объема образца ко времени истечения того же объема стандартной жидкости через вертикальную трубу заданного диаметра и длины при одинаковых условиях.

Стандартно (ГОСТ 6258 — 85) используют 200 см3 определяемой жидкости и столько же дистиллированной воды, и определяют время их истечения с помощью специального вискозиметра при 20 °С. Выражается условная вязкость в градусах Энглера (°E, градус ВУ).

Относительная вязкость

Относительная вязкость – это отношение коэффициентов динамической вязкости определяемого раствора (μ) к коэффициенту динамической вязкости чистого растворителя (μ0) при определенных условиях.

В США распространено измерение вязкости в универсальных секундах Сейболта (УСС, SSU или SUS). Для этого используется специальный вискозиметр с калиброванным отверстием, через которое пропускается 60 см3 исследуемого образца при 37,8 °С (100 °F) или при 98,9 °С (210 °F) и засекается время его истечения (ASTM D88).

Секунды Сейболта FUROL (SSF) — единицы измерения вязкости на соответствующем вискозиметре Сейболта FUROL, который отличается от универсального вискозиметра Сейболта в два раза большим отверстием истечения. Он используются для более вязких веществ, например, для котельных топлив.

Источник: https://petrodigest.ru/info/neft/fizicheskie-svojstva-nefti/vjazkost-nefti

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Вязкость пластовых нефтей обычно определяют СЃ помощью вискозиметров высокого давления типа ВВДУ РїРѕ времени падения шарика РІ трубке, заполненной исследуемой нефтью. Столь высокие скорости соответствуют движению нефти лишь РІ призабойной Р·РѕРЅРµ скважины.  [2]

Вязкость пластовой нефти существенно отличается РѕС‚ вязкости поверхностной ( дегазированной) нефти, поскольку РѕРЅР° содержит растворенный газ Рё находится РІ условиях повышенных давлений Рё температур. Типичный характер зависимости вязкости пластовой нефти РѕС‚ давления РІ пласте показан РЅР° СЂРёСЃ. 7.5. РЎ увеличением давления сверх атмосферного вязкость пластовой нефти сначала уменьшается РїРѕ экспоненциальному закону, Р° затем увеличивается РІ соответствии СЃ уравнением РїСЂСЏРјРѕР№. Такое изменение вязкости обусловлено следующим. РќР° первом участке СЃ увеличением пластового давления увеличивается количество растворенного РІ нефти газа, что Рё РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє уменьшению вязкости нефти, несмотря РЅР° некоторое ее сжатие.  [3]

Вязкость пластовой нефти отличается РѕС‚ вязкости поверхностной ( дегазированной) нефти, так как пластовая нефть РІ своем составе имеет растворенный газ Рё находится РІ условиях повышенных давлений Рё температуры. РЎ увеличением количества растворенного РІ нефти газа Рё температуры вязкость нефти уменьшается.  [4]

Вязкость пластовой нефти также существенно меньше вязкости ее РІ поверхностных условиях, что обусловлено газосодержанием пластовой нефти Рё пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние РЅР° изменение вязкости нефти РІ области выше давления насыщения.  [5]

Вязкость пластовой нефти сильно отличается РѕС‚ вязкости поверхностной нефти, так как РІ своем составе имеет растворенный газ Рё находится РІ условиях повышенных давлений Рё температур. РЎ увеличением количества растворенного газа Рё температуры вязкость нефтей уменьша-ется.  [7]

Вязкость пластовой нефти, проявляющей аномальные свойства, является переменной величиной, зависящей от напряжения сдвига.

При напряжении сдвига выше направления предельного разрушения структуры вязкость нефти постоянная и наименьшая. Структура нефти при этом полностью разрушена.

РЎ дальнейшим уменьшением напряжения СЃРґРІРёРіР° вязкость нефти увеличивается.  [8]

• Вязкость пластовой нефти определяют РїСЂРё помощи вискозиметров высокого давления или РїРѕ эмпирическим зависимостям, получаемым РїСЂРё обобщении большого количества данных экспериментальных исследований.  [9]
• Вязкость пластовой нефти — свойство нефти, определяющее степень ее подвижности РІ пластовых условиях Рё значительно влияющее РЅР° продуктивность Рё эффективность разработки залежей.  [10]
• Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается РѕС‚ вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры Рё давления.  [12]
• Вязкость пластовых нефтей изменяется РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј РїСЂРё изменении давления, температуры, количества Рё компонентного состава растворенного газа.  [14]
• Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается РѕС‚ вязкости сепарированной ( дегазированной) нефти вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры Рё давления.  [15]
• Страницы:      1    2    3    4    5

Источник: https://www.ngpedia.ru/id635514p1.html