НОУ ІНТУЇТ | лекція | Навколишнє природне середовище

Фізико-хімічні властивості нафти

Нафта має складний хімічний склад і являє собою суміш вуглеводневих та інших з'єднань. Основні складові нафти - метанові, нафтенові і ароматичні вуглеводні, що містять від 5 до 17 атомів вуглецю. Головними елементами в складі нафти є вуглець (до 87%) і водень (до 14%). Серед інших компонентів в складі нафти присутні сірка (до 6%), азот (до 0,3%), кисень (до 3%). У малих кількостях в нафті містяться важкі метали та інші елементи. У нафти можуть бути розчинені різні гази органічного та неорганічного походження.

Самі вуглеводні безбарвні, а колір нафти надають які у ній смоли і асфальтени. Смоли мають інтенсивним забарвленням і сильною фарбувальної здатністю. Асфальтени - речовини з молекулярною масою 1600-6000, що не плавляться при високій температурі.

Фізичні властивості нафти залежать від переважання в ній тих чи інших класів вуглеводнів. Залежно від переважного змісту вуглеводнів нафту може називатися парафіну, нафгтеновой або ароматичної. Спостерігається залежність - чим більше геологічний вік нафти, тим більше в її складі парафіну, і чим більше в нафті парафіну, тим менше в її складі смол і асфальтенів.

Високопарафіністая нафту характеризується найменшим вмістом сірки, ванадію і нікелю. Високий вміст парафіну в нафті ускладнює і здорожує процеси її видобутку, транспортування і переробки. При видобутку і перекачування високопарафіністой нафти парафін відкладається на стінках труб. У магістральних трубопроводах товщина відкладень парафіну досягає 30 мм.

Властивості нафти в пластових умовах через високого тиску, температур і вмісту розчиненого газу значно відрізняються від властивостей дегазованої нафти. Фізичні властивості нафти в пластових умовах необхідно знати при складанні схем розробки родовища, виборі технології видобування нафти з пласта, а також обладнання для збору нафти на промислах.

При розробці родовищ зі свердловини надходить багатофазна суміш, яка містить нафту, газ, воду і механічні домішки. Співвідношення названих фаз в складі нафти змінюється в процесі розробки родовищ: на початковому етапі розробки вміст води може бути низьким, а в кінці розробки обводненість нафти може бути дуже великий і досягати 80%. Пластова вода і механічні домішки в нафти є баластом при її транспортування магістральними трубопроводами, тому вміст води в нафти обмежується значеннями О, 5-1,0%. При підйомі нафти по свердловині утворюються прямі і зворотні емульсії. При цьому емульсію типу "вода в нафті" не можна розділити на складові простим відстоюванням.

У пластових водах розчинені різні солі, які разом з водою потрапляють в нафту. Для зниження корозії внутрішньої поверхні трубопроводів і обладнання на промислах виробляють знесолення нафти. Крім того, промислова підготовка нафти включає в себе операції по відділенню газу, зневоднення і деемульсаціі, очищення від домішок і стабілізації. Залежно від ступеня підготовки (вміст води і хлористих солей) встановлено три групи нафти, що поставляються на НПЗ по МТ.

За змістом сірки нафти бувають малосірчисті (менше 0,2%), сірчисті (0,2-3,0%) і високосірчисті (більше 3,0%). Сірка в нафті міститься у вигляді сірководню, меркаптанів і сульфідів. Вміст сірки в нафті погіршує її якість, викликаючи серйозні ускладнення в технології переробки, підготовки і транспорту нафти.

Залежно від щільності при розрізняють нефтілегкіе (менш ), Середні ( ) І важкі. Найбільш цінними є легкі нафти. в яких переважають бензинові та масляні фракції.

Фракційний склад нафти визначають в лабораторних умовах шляхом розгону. Розгін заснована на тому. що кожен вуглеводень має власну температуру кипіння. Легкі вуглеводні киплять при відносно низьких температурах, а важкі - при високих температурах - вище .

Легкі фракції з однаковими інтервалами кипіння мають приблизно однакову молекулярну масу. У міру зростання температури кипіння молекулярна маса нафтових фракцій збільшується ( табл. 1.2 ).

При поставці нафти на експорт її ціна залежить від властивостей, які визначають можливість отримання широкого асортименту продуктів, а також від вмісту сірки і парафінів. За фізико-механічними властивостями нафту, що поставляється на експорт, підрозділяється на чотири типи. Нафта типів 1 і 2 повинна здаватися з масовою часткою води не більше 1,0% і концентрацією хлористих солей не більше 100 мг / л. Масова частка парафіну повинна бути не більше 6%, об'ємний вихід фракцій при температурі - не менше 43%. Нафта може бути сировиною для отримання важких металів, наприклад, ванадію. Якщо нафта по ряду показників відповідає вищому типу, а хоча б по одному-нижчим, то нафту слід віднести до більш низького типу.

Властивості нафти визначає кількісне співвідношення між парафінові, нафтеновими, ароматичними вуглеводнями і іншими компонентами. Ці властивості необхідно враховувати на всіх етапах поводження з нафтою: при товарно-облікових операціях: при перекачуванні; при переробці і використанні в якості палива.

Параметри режимів транспортування нафти по трубопроводах визначаються, головним чином, щільністю, в'язкістю і їх залежністю від температури і тиску. Залежність щільності нафти від температури визначається наступним виразом:

де - щільність нафти при ; - коефіцієнт об'ємного температурного розширення ( - для легких сортів нафти, - для важких сортів нафти).

Залежність щільності нафти від тиску визначається залежністю

де - щільність нафти в стандартних умовах: - коефіцієнт стисливості нафти, середнє значення якого . Величина, зворотна коефіцієнту стисливості, називається модулем пружності. Середнє значення модуля пружності для нафти .

В'язкість нафти залежить від вмісту в ній асфальто-смолистих речовин, парафіну і може в сотні разів перевищувати в'язкість води. Величина в'язкості зумовлює спосіб транспортування нафти по трубах.

Властивість теплоємності особливо важливо для нафти, яка транспортується по трубах з попереднім підігрівом. Теплоємність збільшується з підвищенням температури і зменшенням щільності. Підігрів нафти знижує її в'язкість і робить придатною для перекачування. Для більшості різновидів нафти теплоємність знаходиться в межах .

Властивість теплопровідності визначає перенесення теплової енергії в обсязі нерухомою нафти відповідно до закону теплопровідності Фур'є. Коефіцієнт теплопровідності для різних різновидів нафти знаходиться в інтервалі .

На температуру застигання нафти сильний вплив надають парафіни і асфальто-смолисті речовини. Це така температура, при якій охлаждаемая нафту не змінює рівня при нахилі пробірки на протягом 1 хв. При цій температурі нафта втрачає рухливість. Перехід нафти з рідкого стану в тверде відбувається поступово в деякому інтервалі температур. З позицій фізико-хімічної механіки нафтових дисперсних систем температура застигання нафти визначається як перехід з вільно дисперсного золю в зв'язано-дисперсне стан (гель).

Чим ближче температура нафти до . тим більше енергії потрібно на її перекачування. Для зниження температури застигання застосовують депресорні присадки. При охолодженні нафти в процесі перекачування по МН можливе утворення просторової структури або випадання в осад парафінів. Ці явища створюють труднощі при експлуатації МТІ їх обладнання. Прихована теплота плавлення парафінів, приблизно, дорівнює . Температура застигання легких різновидів нафти становить близько , Парафінисті Мангишлакського нафти можуть застигати при . Такі нафти можна перекачувати тільки спеціальними методами.

Тиск насичених парів (ДНП) є важливим показником випаровуваності нафти і безпеки її транспортування і зберігання. ДНП - це тиск парів нафти над її поверхнею в замкнутому просторі в умовах термодинамічної рівноваги. Випаровування вуглеводневих рідин відбувається при будь-яких температурах до настання динамічної рівноваги, поки газовий простір не буде повністю насичене їх парами. У цьому стані число випаровуються і конденсуються молекул вирівнюється. Величина ДНП залежить від температури нафти і впливає на утворення парових пробок в трубопроводах, на величину втрат від випаровування при закачуванні і зберіганні несрті в резервуарах.

Абсолютний тиск парів в газовій порожнини трубопроводу або резервуару складається з суми парціальних тисків вуглеводнів, що входять до складу нафти. тиск парів індивідуальних вуглеводнів ( табл. 1.3 ) І нафтових фракцій можна визначати, користуючись різними таблицями.

Таблиця 1.3. Тиск насичених парів (МПа) алканів при різній температурі -10 1,786 0,332 0,087 - 0 2,308 0,448 0,100 0,003 +10 2,922 0,617 0,143 0,010 +20 3,672 0,817 0,197 0,016

Зважаючи на складний складу нафти ДНП визначають експериментально в стандартних умовах: в сталевому циліндрі при співвідношенні рідкої і парової фаз 1: 4 і строго певній температурі ( ), Що дозволяє порівнювати різні нафти за цим показником. Наприклад, нафта Ромашкинского родовища (Росія) має ДНП 436 кПа (при вмісті парафіну 5,1%; ), А ДНП нафти Усинского родовища - 362 кПа (при вмісті парафіну 10,8%; ).

У трубопровідний транспорт стабільність нафти обмежується умовами поставки, згідно з якими ДНП не повинно перевищувати 66650 Па.

Середні тиску насичених парів різних нафтопродуктів мають таке значення (Па): бензин , гас , дизельне паливо .

Кипіння нафти - це процес освіти і зростання бульбашок пари всередині обсягу нафти з подальшим проривом бульбашок газоподібних фракцій вуглеводнів крізь вільну поверхню в навколишнє середовище. При кипінні випаровування відбувається не тільки з вільної поверхні, але і всередину бульбашок містяться в нафті газів.

Кипіння забезпечується не тільки за рахунок підведення тепла до нафти, але і за рахунок зниження зовнішнього тиску нижче значень ДНП. В цьому випадку бульбашки збільшуються в обсязі, спливають і прориваються в навколишнє середовище.

Кількість тепла, що витрачається на перетворення в пару одного кілограма рідини при температурі її кипіння, називають теплотою випаровування. Середні значення теплоти випаровування (кДж / кг): бензину - 300; гасу - 240; дизельного палива - 210; масел - 190.

При зберіганні нафти в відкритих земляних коморах відбувається випаровування її легких фракцій. Наприклад, динаміка випаровування мангишлацької нафти, що зберігається в земляному коморі, наступна (кг / т): протягом першого місяця - 95; протягом другого місяця - 15; протягом третього місяця - 10 кг / т природного убутку.

При трубопровідний транспорт нафти і нафтопродуктів особливий інтерес представляє окремий випадок кипіння рідини, що рухається, що виникає внаслідок місцевих знижень тиску. Це явище називається кавітацією. Кавітація може проявлятися як у вигляді появи окремих бульбашок, так і у вигляді заповнених нарами рідини порожнин (каверн), приєднаних до поверхні обтічних тіл. Подібні каверни нестійкі. Попадання такої каверни в область високого тиску закінчується її спаданням. схожим на гідравлічний удар. У цей момент відбувається миттєве місцеве підвищення тиску, в результаті чого поверхні твердих тіл піддаються багаторазовим мікроудари. Згодом відбувається кавітаційне руйнування (ерозія) матеріалів. Такого роду руйнування зустрічаються на поверхнях роторів насосів, арматури, лопатей суднових гвинтів.