0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Основные физикохимические свойства нефти и ее состав

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗОВ И ПЛАСТОВЫХ ВОД

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значительную роль экономике государства. Продукты нефтегазопереработки — основа всех видов топлива для транспорта, ценное сырье для химической промышленности.

Нефть и углеводородные газы являются основой получения более пяти тысяч различных химических продуктов. В химической промышленности использование углеводородного сырья в широких масштабах позволяет заменить при производстве, например, синтетического каучука этиловый спирт, получаемый из пищевого сырья, дешевым синтетическим спиртом.

Из нефти при ее переработке получают бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла, мазут, парафин, битум и другие нефтепродукты.

Химическая переработка нефти и газа дает различные полимерные соединения: синтетические каучуки и волокна, пластмассы, краски и т.д.

Значительным событием явился ввод в эксплуатацию в Западной Сибири нефтегазоносных площадей, которые в настоящее время превратили ее в основной нефтегазодобывающий регион страны.

На промыслах применяются герметизированные системы сбора нефти, газа и попутно добываемой воды. Нефть перед дальнейшей транспортировкой доводится до необходимой кондиции на установках подготовки нефти. Внедряются установки предварительного сброса добываемой воды.

Месторождения различаются по величине запасов нефти и газа, геологическому строению, продуктивности, степени выработки и обводненности, особенностям технологии добычи нефти.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗОВ И ПЛАСТОВЫХ ВОД

Состав и свойства нефти

Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью.

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – СnH2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии.

Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится 82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера. В небольших количествах содержится хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Состав нефти классифицируют на элементарный и фракционный.

Под элементарным составом нефти понимают массовое содержание в ней химических элементов. Основными элементами являются углерод и водород. Содержание углерода 83-87 %, водорода 12-14%. Значительно меньше других элементов – серы, кислорода, азота, их содержание редко превышает 3-4 %.

Самый простейший углеводород :

— бутан – С4Н10 (газ, который при обычной температуре и небольшом давлении – жидкость);

По содержанию серы нефти делятся на классы:

— малосернистые (содержание серы до 0,5 %) — сернистые (от 0,51 до 2 %);

— высокосернистые (более 2%).

В основном нефти месторождений Западной Сибири относятся к классу малосернистых.

По содержанию смол нефти делятся на подклассы:

— малосмолистые (содержание смолы до 18 %);

— смолистые (от 18 до 35 %);

— высокосмолистые (более 35%).

Все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к подклассу малосмолистых, т.к. содержание в них смол в среднем 5- 7 %.

По содержанию парафина нефти делятся на группы:

— малопарафинистые (содержание парафина до 1,5%)

— парафинистые (от 1,51 до 6 %);

— высокопарафинистые (более 6 %).

В основном все нефти месторождений, например, Муравленковского региона относятся к группе парафинистых, т.к. содержание парафина колеблется от 2,2% до 8%.

Разделение сложных смесей на более простые смеси называют фракционированием. Нефть разделяют на фракции путем перегонки. Фракция нефти, имеющая интервал кипения 30 – 205 о С — бензин, с интервалом кипения 200 — 300 о С – керосин. Оставшаяся фракция — это мазут, из которого получают битумы, гудроны, масла.

В зависимости от фракционного состава различают бензиновые (легкие) и топливные (тяжелые) нефти. Нефти месторождений Западной Сибири по фракционным составам в основном относятся к бензиновой нефти.

Свойства нефти изменяются в процессе ее добычи – при движении по пласту, в скважине, системах сбора и подготовки, при контакте с другими жидкостями и газами.

Свойства нефти: плотность, вязкость, газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти и ее усадка, поверхностное натяжение, объемный коэффициент, температура вспышки, температура кристаллизации парафина и т.д.

Количество растворенного в нефти газа характеризуется газосодержанием нефти (газовый фактор), под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры от пластовых до стандартных условий. Ед.измерения м 3 /м 3 или м 3 /т.

1 т нефти например Муравленковского месторождения способна растворить в пластовых условиях (пластовые давления и температура) 52,1 м 3 нефтяного газа, Сугмутского – 98 м 3 нефтяного газа, Суторминского до 85,8 м 3 нефтяного газа, Меретояхинского — 290,9 м 3 нефтяного газа, а Умсейского – 307,6 м 3 нефтяного газа.

Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти. При снижении давления ниже этого значения происходит выделение газа в свободное состояние. От этого процесса зависит продвижение нефти по пластам и подъем на поверхность по скважинам.

Давление насыщения нефтей Муравленковского месторождения составляет 64,4 — 90,8 атм., Сугмутского – 112 атм., Суторминского 64 – 81 атм., Умсейского – 258 атм., Меретояхинского – 295 атм.

Плотность нефти зависит от ее состава, количества растворенного газа, давления и температуры.

Плотность нефти — физическая величина, измеряемая отношением массы нефти к единице объема. Ед.измерения — кг/м 3 .

Пользуются понятием относительной плотности нефти численно равной отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при t = +4 о С.

Плотность нефти в пластовых условиях значительно отличается от плотности этой же нефти на поверхности за счет изменения объема.

Например: плотность нефти Муравленковского месторождения в пластовых условиях 781 кг/м 3 , а в поверхностных условиях — 853 кг/м 3 ; плотность нефти Меретояхинского месторождения соответственно, 597 кг/м 3 и 833 кг/м 3 .

Основные нефтяные фракции

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Сначала из нее удаляют растворенные газообразные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают четыре летучие фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

Основные фракции нефти следующие:

— Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают газолин (tкип = 40–70 °С), бензин

(tкип = 70–120 °С) – авиационный, автомобильный и т.д.

— Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250 °С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов. Большие количества лигроина перерабатывают в бензин.

— Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 180 до 300 °С. Керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

— Газойлевая фракция (tкип > 275 °С), по-другому называется дизельным топливом.

— Остаток после перегонки нефти – мазут – содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции перегонкой под уменьшенным давлением, чтобы избежать разложения. В результате получают соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла (автотракторные, авиационные, индустриальные и др.), вазелин (технический вазелин применяется для смазки металлических изделий с целью предохранения их от коррозии, очищенный вазелин используется как основа для косметических средств и в медицине).

Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки летучих компонентов из мазута остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве. Кроме переработки на смазочные масла мазут также используют в качестве жидкого топлива в котельных установках.

Теплоемкость нефтей – является особенно важной характеристикой для тех из них, которые можно транспортировать по трубопроводам только с предварительным подогревом. Повышение температуры снижает вязкость нефти и позволяет сделать ее пригодной для перекачки. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания нефти, зависит от ее теплоемкости. Для большинства нефтей теплоемкость лежит в пределах 1500-2500 Дж/ (кг-К).

Температура застывания – имеет значение при осуществлении технологических операций с нефтью, например, при определении времени безопасной остановки перекачки для проведения ремонтных работ. Так как нефти являются смесью различных углеводородов, то у них переход из жидкого состояния в твердое происходит постепенно в некотором интервале температур.

Чем ближе фактическая температура нефти к ее температуре застывания, тем больше энергозатрат требуется на ее перемещение. На температуру застывания сильное влияние оказывают содержащиеся в нефти парафины, асфальтосмолистые вещества, а также предварительная термообработка. В соответствии с ГОСТ 20287-74 температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45 0 в течение 1 мин.

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Состав и физико-химические свойства нефтей

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. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. 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;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

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)

Единицы измерения кинематической вязкости:

— система СИ – [м2/с]

— 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)

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:

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.

Изомеры отличаются от нормальных углеводородов по структуре, а также по прочности связей, что приводит к отличию и в свойствах. У них более низкая температура плавления и кипения. 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.

От соотношения этих 3-х групп углеводородов происходит название нефти: метановый, нафтеновый или ароматический. Возможно и комбинированное название, если в составе нефти к преобладающей группе имеется не менее 25% другого углеводорода. Например, метанонафтеновый бензин.

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.

Основные физико-химические свойства нефти.

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

· Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти определяется по следующей формуле:

где — объем газа,

Vпл.н — объем пластовой нефти.

Газосодержание обычно выражают в м 3 /м 3 или м 3 /т.

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м 3 /м 3 и более, обычное его значениедля большинства нефтей 30-100 м 3 /м 3 . Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м 3 /м 3 .

· Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

· Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м 3 , приходящееся на 1 м 3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

· Давлением насыщения пластовой нефти называется давление,при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения.

· Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн, который определяется по формуле:

ΔV — изменение объема нефти;

V- исходный объем нефти;

Δр — изменение давления.

Размерность βн -1/Па, или Па -1 .

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10 -3 МПа -1 . Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С иможет быть подсчитан по формуле:

ΔV — изменение объема нефти;

Dt – изменение температуры.

Размерностьaн -1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10 -4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти и может быть подсчитан по формуле:

Vпл.н— объем нефти в пластовых условиях;

Vдег — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С;

rпл.п — плотность нефти в пластовых условиях;

r — плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается, по сравнению с объемом в нормальных условиях,в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2-1,8. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефтиможет быть подсчитана по формуле:

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент может быть подсчитан по формуле:

q=1/b=Vдег/Vп.н.=rп.н./rн

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0.4 г/см 3 . Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см 3 .

По плотности пластовые нефти делятся на:

— легкие с плотностью менее 0.850 г/см 3 ;

— тяжелые с плотностью более 0,850 г/ см 3 .

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким.

Вязкость пластовой нефти mн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.

По величине вязкости различают нефти:

-незначительной вязкостью — mн 25 мПа× с.

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2 — 0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири — 1-5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской края – 5-25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Республике Коми (добываемая шахтным способом) колеблется в пределах 2000-22000 мПа×с.

Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

Различают: динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную (удельную, условную).

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления (в динах) взаимному переме­щению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см 2 , отстоящих друг от друга на 1 см, при относительной скорости перемещения 1 см/с.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение ди­намической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в системе СИ — м 2 /с.

Из различных углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей—нафтеновые. Вязкость углеводородов нормальных и изостроения существенно отличается.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Это может привести к вытеснению нефти из мелких пустот породы в более крупные, т. е. к миграции нефти в горных породах.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. п.) образуют в подошве залежи монолитный слой, который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

· Газовый фактор представляет собой отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м 3 ), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м 3 ) при том же давлении и температуре. Газовый фактор зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте.

Российская нефть по качеству в среднем соответствует мировым стандартам, но несколько уступает по плотности и содержанию серы ее лучшим сортам: североморской, легкой аравийской и нигерийской.

Доля легкой нефти (плотностью до 0,87 г/см 3 ) в разведанных запасах России составляет почти 70%, на нефти средней плотности (0,87-0,9г/см 3 приходится почти 15%, остальные запасы (15%) представлены тяжелыми нефтями плотностью более 0,9 г/см 3

Нефти Западной Сибири высококачественные, преимущественно легкие, с малыми содержаниями серы и парафина; самые легкие нефти (до 0,8 г/куб.см) распространены в центральной и западной частях бассейна. В Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне (НГБ) преобладают средние и тяжелые нефти (с плотностью выше 0,87 г/куб.см). Доля высокосернистых нефтей (более 2% серы) в российских разведанных запасах – около 12,5%, три четверти их сосредоточены в Волго-Уральском НГБ, в том числе около 30% – в Республике Татарстан.

Нефти месторождений Удмуртской Республики сернистые до 3,3%, обладают повышенной и высокой вязкостью (от 20 до 150 мПа*с). Повышенная вязкость обусловлена большим содержанием смол (до 26,1%) и парафина (до 5,77%). Наибольшая вязкость нефти отмечается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском (башкирский ярус) месторождениях – здесь ее значение превышает 75мПа*с. Плотность нефти изменяется от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м 3 (Шарканская площадь). Низкая газонасыщенность нефтей (от 4,1 до 10,2 м 3 ∕т) разрабатываемых объектов исключает фонтанный способ эксплуатации.

Основные параметры нефти на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Чеченской Республики, Коми, Пермского края и Оренбургской области показаны в таблице 6.

Таблица 6 Основные параметры нефти на территории России

Физико-химические свойства нефти и их характеристики

Начиная с XX века одним из важнейших для человеческой цивилизации полезных ископаемых стала нефть. Ряд уникальных свойств делают ее не только главным компонентом современного топливно-энергетического хозяйства, но и ценным химическим сырьем. Ниже мы рассмотрим некоторые особенности нефти, связанные с ее физическими свойствами и составом.

Общая характеристика

Нефть – это маслянистая жидкость, горючая, характеризующаяся низкой зольностью, представляющая собой сложную совокупность разнообразных углеводородов с примесью других соединений. Наряду с бурыми и каменными углями, антрацитом, сланцами, торфом и сапропелем, она относится к каустобиолитам – горючим минералам органического происхождения, однако имеет некоторые черты, отличающие ее от остальных представителей этой группы полезных ископаемых.

Цвет нефти может быть различным: от черного, коричневого и темно-красного до зеленоватого и светло-желтого. Иногда нефть бывает даже бесцветной (так называемая белая нефть).

Отличительной особенностью нефти является специфический запах, который может несколько разниться у тех или иных нефтей, но при этом всегда узнаваем. Консистенция варьирует от подвижной, текучей до густой, похожей на смолу.

Различия в цвете и запахе обусловлены концентрацией ароматических углеводородных и примесных компонентов. Конкретные характеристики нефти важны при разведке, добыче и переработке этого полезного ископаемого, а также определяют многие эксплуатационные качества различных видов нефтепродуктов.

Химические элементы, содержащиеся в нефти

Одним из важнейших факторов, влияющих на физико-химические свойства нефти, является ее химический состав. Он складывается из множества компонентов, однако главные составляющие любой нефти – это углерод (80–88% по массе) водород (11–14%).

Кроме того, в ней в разных концентрациях присутствуют сера, кислород и азот. Содержание их может колебаться от 0,5 до 8% по массе, что оказывает существенное влияние на качество. В малых количествах в элементарный состав нефти входят многие металлы, такие как ванадий, медь, никель, кальций и другие, а также йод, бор, мышьяк и прочие.

Нефть является настолько сложной многокомпонентной химической системой, что полностью определить индивидуальный состав ее практически не представляется возможным. Известно, что различные нефти могут содержать более полусотни химических элементов, и выделение многих из них сопряжено с огромными трудностями вследствие сложности не только химического состава, но и структуры этого жидкого полезного ископаемого.

Сера и свойства нефти

Сера практически всегда присутствует в нефти как в составе сернистых соединений (в тиолах, сероводороде, сульфидах и прочих), так и в свободном виде. Содержание ее может достигать 5%. Присутствие серы имеет большое значение. Во-первых, она оказывает влияние на температуру кипения нефти. Во-вторых, повышает ее окислительные свойства, способствуя коррозии оборудования, резервуаров и трубопроводов.

По содержанию серы нефти делят на следующие группы:

  • малосернистые (до 0,5% серы в составе);
  • сернистые (0,5–2%);
  • высокосернистые (свыше 2%) – наиболее агрессивные.

Групповой химический состав нефти

Нефть представляет собой сложный раствор одних углеводородов в других. Этот раствор образует коллоидную систему со сгустками нерастворимых высокомолекулярных соединений и другими примесями. В качестве основных компонентов нефть содержит углеводороды трех основных групп:

  • Парафиновые (алканы) – насыщенные, или предельные, углеводороды, такие как метан, этан и так далее, содержащие максимально возможное количество атомов водорода. Общая формула алканов – CnH2n+2. Эти соединения наиболее устойчивы химически. При 5-16 атомах углерода в молекуле алканы представляют собой жидкости, при большем их количестве – твердые вещества. Содержание алканов в нефти колеблется от 25 до 75% массы.
  • Нафтеновые (цикланы) – насыщенные циклические углеводороды с общей формулой CnH2n, например, циклопентан или циклогексан. Характеризуются большими, чем у алканов, температурами плавления и кипения. Благодаря нафтенам различные топлива и смазочные масла приобретают высокие эксплуатационные качества. В состав нефти может входить от 25 до 80% нафтеновых углеводородов.
  • Ароматические (арены) – ненасыщенные циклические углеводороды. К ним относятся бензол, нафталин, антрацен и прочие. Аренам свойственна более высокая плотность, а также способность к замещению водорода другими атомами. В составе бензинов и машинных масел арены также являются ценным компонентом, но ухудшают качество керосинов и дизельного топлива. Доля ароматических углеводородов составляет от 15 до 50%.

В зависимости от преобладания той или иной группы углеводородов нефти делят на метановые (парафиновые), нафтеновые, ароматические и промежуточные виды.

Кроме того, физико-химические свойства нефти зависят от различных смол, асфальтенов и других гетероатомных веществ, а также от присутствия и концентрации металлоорганических соединений, газов, воды, минеральных солей и прочих примесей.

Парафинистость нефти

Углеводороды алканового ряда с молекулярной массой от 240 и выше, молекулы которых содержат 17 и более атомов углерода, в нормальных условиях представляют собой твердые вещества – парафины и церезины. В пластовой нефти они пребывают в растворенном состоянии, но при вскрытии пласта и подъеме на поверхность с понижением температуры и давления парафины в нефти способны кристаллизоваться и выпадать в осадок. Этот твердый осадок парафинирует поры в пласте-коллекторе, детали и стенки элементов нефтедобывающего оборудования, что существенно осложняет и удорожает добычу.

По содержанию парафинов выделяют такие группы нефтей, как:

  • малопарафинистые (до 1,5%);
  • парафинистые (1,5–6,0%);
  • высокопарафинистые (свыше 6%).

Содержание парафинов влияет также на диапазон температур кипения нефти и ее застывания.

Содержание газов и воды

В пластовых условиях нефть входит в состав флюида – смеси, содержащей также воду и газ и заполняющей пористую породу – коллектор. Для обеспечения товарных качеств нефти ее подвергают обезвоживанию. Что касается попутного газа, то его углеводородные компоненты являются ценным продуктом и используются в разных отраслях промышленности.

Содержание газа характеризуется такой величиной, как газовый фактор. Он показывает, какое количество газа, выделившегося при извлечении нефти, было растворено в ней в пластовых условиях. Для большинства нефтей газовый фактор составляет от 30 до 100 м 3 на тонну нефти.

Газ подразделяют на сухой, состоящий из легких углеводородов (метан, этан), и жирный, содержащий большой процент высших углеводородов. Растворимость жирного газа выше, чем сухого. Он может служить сырьем для получения сжиженных газов, конденсатов, газового бензина.

Фракционный состав нефти

Методами перегонки нефть разделяется не на индивидуальные соединения, а на группы веществ, каждая из которых кипит в определенном температурном интервале. Такие части называют фракциями (дистиллятами). Различные фракции нефти имеют следующие температурные пределы выкипания:

  • 40–120 °C – бензиновая фракция;
  • 120–180 °C – лигроиновая фракция (тяжелая нефть);
  • 180–245 °C – керосиновая фракция;
  • 245–350 °C – дизельная (газойлевая, соляровая) фракция.

Эти фракции называют светлыми; при этом продукты, отгоняемые при температурах до 200 °C – это легкие фракции, в интервале от 200 до 300 °C – средние и выше 300 °C – тяжелые (масляные) фракции. Чем более высокомолекулярные углеводородные компоненты содержит фракция, тем она тяжелее и требует более высоких температур для отгонки.

После отгона светлых дистиллятов остается темная мазутная фракция, подвергаемая дальнейшей – вторичной – разгонке с целью получения различных машинных масел или топлив. Высококипящий (более 500 °C) остаток фракционирования, содержащий тяжелые сернистые вещества, смолы и асфальтены, называется гудроном.

Фракционный состав нефти зависит от соотношения количества углеводородов с различной молекулярной массой, на которое, в свою очередь, в значительной степени влияют условия образования, миграции и накопления нефти в пластах.

Плотность и вязкость

Плотность (удельный вес) – это одно из основных свойств нефти, влияющих на ее товарные характеристики. Чем больше содержится в черном золоте ценных легких фракций, тем меньше ее плотность. Плотность нефти в кг/м3 может варьировать от 730 до 1040. По этому показателю различают несколько классов нефти:

  • суперлегкая с плотностью ниже 0,78 г/см 3 или 780 кг/м 3 ;
  • сверхлегкая (0,78–0,82 г/см 3 или 780–820 кг/м 3 );
  • легкая (0,82–0,87 г/см 3 или 820–870 кг/м 3 );
  • средняя (0,87–0,92 г/см 3 или 870–920 кг/м 3 );
  • тяжелая (0,92–1,00 г/см 3 или 920–1000 кг/м 3 );
  • сверхтяжелая — плотность в этом случае превышает 1000 кг/м 3 , такая нефть тяжелее воды.

На практике обычно пользуются понятием относительной плотности. Эта величина отражает отношение абсолютной плотности нефти в кг/м3 к плотности воды.

Для легких нефтей характерно преимущественное содержание алканов, для тяжелых – повышенная концентрация циклических углеводородов, высокомолекулярных смол и асфальтенов.

С плотностью связана еще одна важная для эффективности разработки характеристика нефти – вязкость. Легкие нефти в целом имеют меньшую вязкость, то есть более подвижны. Следует учитывать, что на вязкостные качества сильно влияют также температурный и газовый факторы. Газонасыщенная нефть в составе пласта обладает меньшей вязкостью.

Термические показатели нефти и нефтепродуктов

К важным физико-химическим свойствам нефти относятся такие показатели, как температуры застывания и кипения, вспышки и воспламенения.

Существует широкий диапазон от 30–40 до 550 °C и даже выше, в пределах которого закипают различные фракции. Величина диапазона температуры кипения нефти может различаться и зависит также от химического состава. Так, нафтеновые и ароматические углеводороды, как и тяжелые сернистые соединения, кипят при более высокой температуре.

Кристаллизация составляющих нефть веществ – не менее сложный поэтапный процесс. Температура замерзания нефти находится в пределах от –80 °C до +30 °C. Застывшей считается нефть, не меняющая положения в сосуде при наклоне 45°. Нафтены характеризуются более низкой температурой застывания, нежели жидкие алканы. Присутствие парафинов, напротив, повышает температуру застывания.

От состава нефти, точнее от пределов перегонки нефтепродукта, зависят и такие показатели, как температура вспышки и воспламенения. Легкие – бензиновые – фракции нефти вспыхивают уже при –35 °C, керосиновые – при 30–60 °C, дизельные – при 30–90 °C. Температура воспламенения нефти и нефтепродуктов всегда несколько выше, чем температура вспышки, причем эта разница существенно возрастает у более тяжелых фракций.

Тепловые свойства

Удельная теплоемкость нефти (то есть количество энергии, необходимое, чтобы нагреть 1 килограмм вещества на 1 градус Кельвина) колеблется в пределах от 1,7 до 2,2 кДж/кг∙К при 20 °C. Чем выше плотность нефти, тем ниже ее теплоемкость. Для сравнения, удельная теплоемкость воды при той же температуре составляет около 4,18 кДж/кг∙К.

Теплопроводность нефти зависит от многих факторов, таких как состав, температура, давление, фазовое состояние. Алканы обладают наименьшей теплопроводностью, а ароматические углеводороды – наибольшей (при одинаковом количестве атомов углерода).

Одним из основных свойств нефти, придающих ей исключительную ценность как сырью для производства топлива, является удельная теплота сгорания. Эта величина характеризует отношение тепловой энергии, выделившейся при горении, к массе полностью сгоревшего топлива.

По удельной теплоте сгорания нефть и нефтепродукты (а также природный горючий газ) превосходят все остальные виды топлива. Так, для сырой нефти этот параметр составляет 40–45 МДж/кг (для лучших каменных углей – 31 МДж/кг). Теплота сгорания зависит от плотности и в некоторой степени от особенностей химического состава, но колеблется в довольно узких пределах, то есть это важное свойство присуще всем разновидностям «жидкого черного золота». Легкие бензиновые фракции обладают еще большей теплотворной способностью.

Нефть известная и загадочная

Человечество уже достаточно давно и чрезвычайно активно и широко использует нефть, но, к сожалению, не всегда делает это наиболее эффективными, экономичными и экологически безопасными методами. Отчасти так происходит потому, что мы далеко не все знаем о нефти.

Например, неизвестен полный химический состав различных ее видов. Хотя в настоящее время наиболее обоснованной считается концепция биогенного происхождения нефти, доказавшая свою предсказательную силу, отсутствует согласие по поводу факторов нефтеобразования. Нет полного представления о процессах возникновения пластовых залежей, об их литологических и структурных особенностях.

Между тем все эти вопросы имеют отношение к формированию физико-химических свойств нефти, которые играют огромную роль в разведке, добыче, переработке и использовании в разных отраслях столь ценного невозобновляемого природного ресурса.

Основные физические свойства нефти

Физические свойства нефти, так же, как и её химические характеристики, изменяются в достаточно широком диапазоне, в зависимости от её состава. Например, консистенция этой жидкости меняется от легкой и газонасыщенной до тяжелой и густой, с высоким содержанием смол. Цвет этого полезного ископаемого также меняется от светлого, почти прозрачного, до темно-коричневого, почти черного.

Эти нефтяные свойства определяет преобладание в составе этой углеводородной смеси либо легких низкомолекулярных соединений, либо сложно построенных тяжелых соединений с высокой молекулярной массой. Нефть и её применение для производства различных товаров, которые называются нефтепродукты, делают это полезное ископаемое важнейшим энергоносителем в современном мире.

Химический состав нефти

Химические свойства нефти и газа зависят от химической структуры их состава. Этот состав достаточно прост. Основные его элементы – это углерод (С) и водород (Н). Углерода в нефтях содержится от 83-х до 89-ти процентов, водорода – от 12-ти до 14-ти процентов.

Также в нефтях присутствует небольшое количество серы, азота и кислорода, а также примеси различных металлов. Соединения углерода и водорода называются углеводородами (СН).

Нефть – это горючая маслянистая жидкость, цвет которой варьируется от светло-желтого до черного, состав которой в основном представлен углеводородными соединениями.

Из курса школьной химии известно, что все химические элементы образуют между собой различные соединения, соотношения элементов в которых зависит от их валентности. К примеру, вода (Н2О) – это два одновалентых атома водорода и одни двухвалентный – кислорода.

Самый простой с химической точки зрения углеводород – это метан (СН4), который является горючим газообразным веществом, составляющим основу всех природных газов. Обычно в природном газе содержание метана составляет от 90 до 95 процентов и более.

Начиная с пентана, углеводороды из газообразного состояния переходят в жидкое, то есть – в нефть.

Углерод при соединении с водородом образует огромное количество соединений, различных по своему химическому строению и свойствам.

Для удобства все нефтяные углеводороды разделены на три группы:

  • Алканы (метановая группа) с общей формулой СnH2n+2. Эта группа представляет собой насыщенные углеводороды, поскольку все их валентные связи задействованы. С химической точки зрения они – самые инертные, другими словами – не способны вступать в реакции с другими химическими соединениями. Структура алканов может быть или линейной (нормальные алканы), или разветвленной (изоалканы).
  • Цикланы (нафтеновая группа) с общей формулой СnH2n. Их главный признак – пяти – или шестичленное кольцо, состоящее из атомов углерода. Другими словами, цикланы, в отличие от алканов, имеют замкнутую в цепь циклическую структуру. Эта группа тоже представляет предельные (насыщенные) соединения и в реакции с другими химическими элементами они также почти не вступают.
  • Арены (ароматическая группа) с общей формулой СnH2n-6. Их структура – шестичленные циклы, в основе которых лежит ароматическое бензольное ядро (С6Н6). Их отличает наличие между атомами двойных связей. Арены бывают моноциклическими (одно бензольное кольцо), бициклическими (сдвоенные кольца бензола) и полициклическими (кольца соединены по принципу пчелиных сот).

Нефть и природный газ веществами с постоянным и строго определенным химсоставом не являются. Это сложные смеси природных углеводородов, находящихся в газообразном, жидком и твердом состоянии. Однако эта смесь не является простой в привычном понимании. Ей ближе определение «сложный раствор углеводородов», где в качестве растворителя выступают легкие соединения, а растворенные вещества – это высокомолекулярные углеводороды (в том числе асфальтены и смолы).

Основное отличие раствора от простой смеси заключается в том, что компоненты, входящие его состав, могут вступать во взаимодействие друг с другом как с химической, так и с физической точки зрения, и приобретать в результате таких взаимодействий новые свойства, которых не было в первоначальных соединениях.

Основные физические характеристики нефти

Плотность

Физические свойства нефти достаточно разнообразны, но самым важным среди них является её плотность (по-другому – удельный вес). Этот параметр зависит от молекулярных весов входящих в её состав компонентов.

Значение плотности нефти варьируется от 0,71 до 1,04 грамм на кубический сантиметр.

В нефтеносных коллекторах в нефти много растворенного газа, поэтому в природных условиях её плотность меньше (в 1,2 – 1,8 раза), нежели в добытом дегазированном сырье.

По значению этого параметра нефть делится на следующие классы:

  • класс очень легких нефтей (плотность – менее 0,8 грамм/см 3 );
  • легкие нефти (от 0,80 до 0,84 грамм/см 3 );
  • класс средних нефтей (от 0,84 до 0,88 грамм/см 3 );
  • тяжелые нефти (плотность – от 0,88 до 0,92 грамм/см 3 );
  • нефти очень тяжелого класса (> 0,92 грамм на кубический сантиметр).

Вязкость

Вязкость этого полезного ископаемого является свойством этого вещества оказывать сопротивление при перемещении относительно друг друга нефтяных частиц при движении нефти. Другими словами, этим параметром характеризуется подвижность этого углеводородного раствора.

Измеряют вязкость специальным прибором – вискозиметром. Единица измерения в системе СИ – миллипаскаль в секунду, в системе СГС – грамм на сантиметр в секунду (Пуаз).

Вязкость бывает динамической и кинематической.

Динамическая показывает значение силы сопротивления перемещению жидкостного слоя, площадь которого – один квадратный сантиметр, на 1 сантиметр при скорости движения 1 сантиметр в секунду. Кинематическая вязкость характеризует свойство нефти сопротивляться перемещению одной жидкой части относительно другой, учитывая при этом силу тяжести.

Поднятая на поверхность нефть по этому параметру делится на:

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector