Литология. Кн. 2 - Фролов В.Т.
ISBN 5—211—02383—8
Скачать (прямая ссылка):
Вязкость растет с усложнением структуры молекулы (от ал-канов к циклоалканам) и понижается с ростом температуры. Различают нефти с незначительной (в мПа-с) вязкостью (<1), маловязкие (1—5), с повышенной вязкостью (5—25) и высоковязкие (>25). В недрах вязкость в десятки раз меньшая. Вязкость газов очень мала, например у метана (при давлении 0,1 МПа и температуре 00C) она около 0,01 мПа-с, т. е. в 100 раз ниже вязкости воды. Вязкость газов увеличивается с уменьшением молекулярной массы и с увеличением температуры и давления (Семенович, 1989, с. 26).
Определяются температуры кристаллизации, застывания и вспышки. Чем ниже температура, тем выше скорость зарождения центров кристаллизации в жидкости, но меньше скорость роста кристаллов. Это особенно относится к парафинам.
Оптические свойства — способность вращать плоскость поляризации (обычно вправо), люминесцировать, преломлять световые лучи — важные характеристики нефти и нефтепродуктов. Оптическая активность нефти, открытая русскими учеными в начале века, интерпретируется еще неоднозначно. Большинство природных органических соединений обладает ярко выраженной дисимметрией, и потому они оптически деятельны. Их почти исключительно правостороннее вращение плоскости поляризации света многие рассматривают как доказательство органического происхождения нефти.
Показатель преломления света нефтепродуктами используется для контроля за их качеством. Он увеличивается пропор-
ционально плотности и росту отношения С/Н, т. е. от алканов к: аренам.
Благодаря простоте и экспрессивности широко применяется1 люминесцентный анализ, способный обнаруживать и рассеянные битуминозные вещества. В ультрафиолетовом свете свечение меняется от голубого и синего к желтому и коричневому при переходе от легких, алкановых нефтей к нафтеновым и ареновым, тяжелым.
Нефть и природный газ — диэлектрики: сопротивление нефти 1010—1014 Ом-м. Это свойство широко используется в методе каротажных записей, на которых четко выделяются глины,, всегда насыщенные водой и поэтому хорошо проводящие электрический ток (их удельное сопротивление 1 —10 Ом-м), от нефтеносных песчаников (15—1000 Ом-м).
«Растворимость жидких и газовых компонентов и воды друг в друге — важнейшая их характеристика, определяющая состав и фазовое состояние системы... и играет решающую роль в миграции УВ и других компонентов нефти и газа, формировании и разрушении их скоплений...» (Семенович и др., 1987,. с. 28). Она растет с повышением давления и снижается с увеличением молекулярной массы, плотности, минерализации воды (как растворителя) и температуры (за исключением растворения в газе). Растворимость газа в нефти, измеряемая в м3 в 1 м3 или в 1 т, растет с повышением молекулярной массы газа и уменьшением молекулярной массы и плотности нефти и уменьшением доли нафтенов и аренов. «Отношение объема газа к объему или массе добываемой с ним жидкости называют газовым фактором» (Семенович, 1989, с. 15). В среднем на глубинах около 1200 и 2000 м (давление 21—22 МПа) растворимость газа порядка 60 и 200 м3/м3 соответственно. В воде наибольшая растворимость у H2S (4,67 и 1,41 м3/м5 при 0 и 500C и давлении 0,1 МПа) и CO2 (1,713 и 0,42 м3/ма при тех же условиях). Растворимость УВ-газов в десятки раз меньше.
Растворимость нефти в воде низкая, но резко возрастает при температуре выше 200 0C Мицеллярная (коллоидная) растворимость УВ в тысячи раз превышает молекулярную (истинную), но требует повышенного (граммы на литр) содержания жирных, нафтеновых кислот, асфальтено-смолистых веществ и других мицеллообразователей, которых в пластовых водах обычно мало (сотые доли грамма на литр). Природные газы содержат пары воды, жидких и твердых углеводородных и неуглеводородных компонентов нефти. При обычных для месторождений нефти и газа температуре 70—1000C и давлении 20—30 МПа в 1 м3 газа растворяется 0,4—1,3 кг, а на больших глубинах — несколько килограммов воды.
В аналитических целях широко используется метод растворения углеводородов в хлороформе, бензоле, спирту и других растворителях или их смесях — для последующего раздельно-
го определения фракций или экстрактов. При этом помимо люминесцентного и других обычных анализов широко применяются спектральные и особенно газово-жидкостная хроматография и мае с-спектрометрия. Эти методы достаточно «совер: шенны, чтобы установить сходство или различие между пробами нефти, взятыми из природного резервуара, УВ из материнских пород и нафтидами из поверхностного проявления» (Хант, 1982, с. 553).
" Хроматография, открытая русским ботаником Цветом, — метод разделения смесей газов, паров и жидкостей за счет сорбции в динамических условиях — пропускания смеси через колонну с адсорбентами или иными твердыми и жидкими веществами, находящимися в стационарном положении. Различают газовую и жидкостную хроматографию. В последней стационарной фазой служит силикагель или окись Al, а жидкой — концентрированный раствор нефти в гексане, вводимый в верхнюю часть колонки. Затем последовательно пропускают гексан (элюирует парафино-нафтеновые фракции и оставляет на колонке ароматические и гетероциклические соединения), циклогексан, хлороформ, метиловый спирт, мочевину и тиомочевину (Хант, 1982,. с. 560). Разработаны многие варианты метода. Помимо адсорбционной (молекулярной) применяют . ионно-обмен-ную, осадочную и распределительную хроматографию, а по форме проведения процесса, помимо колоночной — капиллярную, бумажную и тонкослойную. Выделенные фазы или отдельные УВ определяются другими методами, в частности масс-спектроскопически.
