Плотность нефти

Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см³; кг/м³]:

ρ = m / v. (4.1)

Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры ( нефтеденсиметр, ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.

Под относительной плотностью (ρ ^о) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρ _н) к плотности воды (ρ _В), определенной при 4^оС:

ρ ^о = ρ _н / ρ _В. (4.2)

Величины плотность нефти (ρ _н) и удельный вес нефти (d_н) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.

Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 кг/м³. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м³) от температуры (Т, ^оС) оценивается выражением:

ρ (Т) = ρ ₂₀ · [1 + ζ (20 – Т)], (4.3)

где ρ ₂₀ – плотность нефти при 20^оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 4.1).

Таблица 4.1

Значения коэффициента объёмного расширения

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20^оС (ρ ₂₀) равна 870 кг/м³. Какова плотность этой же нефти при температуре 10^оС?

Решение. Воспользуемся выражением (4.3) получим:

Ρ ₁₀ = 870 · [1 + 0, 000782 (20 – 10)] = 876, 8 кг/м³.

Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.

Изменение плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:

ρ (Р) = ρ ₂₀ · [1 + β · (Р – 1)] (4.4)

или ρ (Р) = ρ ₂₀ · [1 + (Р – 1) / К], (4.5)

где ρ ₂₀ – плотность нефти при стандартных условиях;

β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа^-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈ 1, 3 · 10⁹ Па.

Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0, 1 МПа равна 870 кг/м³. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6, 0 МПа, если температура не изменяется?

Решение. Воспользуемся формулой (4.5) и получим:

Ρ _{6, 0} = 870 · [1 + (6, 0 – 0, 1) · 10⁶ / 1, 3 · 10⁹] ≈ 874 кг/м³.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 4.1) и температур, количества растворённого газа.

С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако, не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

Рис. 4.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.

В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.