Горные свойства породы

Классификация нефтей                                                   

Плотность и молекулярная масса                                      

Вязкость нефтей и нефтепродуктов                                                                                                                                                                                                                                                                                          

К физико-химическим относятся свойства, характеризующие со­стояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вяз­кость, фракционный состав). Эксплуатационные свойства характеризуют полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению, опре­деляют область его применения. Некоторые эксплуатационные свойства нефтепродуктов оценивают с помощью нескольких более простых физико-химических свойств. В свою очередь, перечисленные физико-химические свойства можно определить через ряд более простых свойств веществ. Часто на практике нефтепродукты и нефти характеризуются уровнем каче­ства. Оптимальным уровнем считается такой, при котором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя. Уровень каче­ства зависит от уровня каждого свойства и значимости этого свойства. Количественную характеристику одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество, следует называть показателем качества. От­носительную характеристику качества, основанную на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями, на­зывают уровнем качества. Например, качество нефти, удовлетворяющее требованиям НГТЗ, должно соответствовать ТУ-39-1623-93 «Нефть рос­сийская». Некоторые показатели качества приведены в табл. 1.1 (см. приложение 1).

Большинство методов оценки и анализа свойств и качества стан­дартизовано и по назначению. Они подразделяются на приемосдаточные, контрольные, полные, арбитражные и  специальные. Приёмосдаточный анализ проводят для установления соответствия произведенного, посту­пившего или  отгруженного нефтепродукта показателям  качества.

Контрольный анализ проводят в процессе приготовления или  хране­ния нефтепродукта. Полный анализ позволяет дать оценку качества по ос­новным эксплуатационным свойствам  для партии продукта, отгружаемой  с завода, или перед «закладкой»  продукта на длительное хранение. Арбит­ражный анализ выполняют на главном предприятии  отрасли по данному виду продукции  или в нейтральной компетентной лаборатории в случае возникновения  разногласия между поставщиком  и потребителем. Число контролируемых показателей при этом может быть различным. Специаль­ный анализ проводится по узкой группе нефтепродуктов. Например, опре­деление фракционного состава  нефтей, стабильность масел.

Тот или иной метод анализа  дает надежные результаты только тогда, когда его проводят в установленных  стандартами условиях. Всякое отсту­пление от стандартных методов не допускается, т. к. даже одно и то же свойство для  различных нефтепродуктов определяется различными мето­дами. Свойства нефтей и нефтепродуктов многообразны, способны оказы­вать взаимное влияние и требуют  всестороннего изучения.

Классификация нефтей.

Нефть и нефтепродукты  представляют собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов  и высокомолекулярных углеводород­ных соединении с гетероатомами кислорода, серы, азота, некоторых ме­таллов и органических кислот. Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются опреде­лением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп уг­леводородов.

Несмотря на многообразие углеводородов, основными структурны­ми  элементами нефти являются углерод  и водород, а элементарный состав колеблется в небольших пределах: углерод 83-87%, водород 11-14%. На долю других элементов, объединяемых группой, смолисто-асфальтеновые  вещества представляют собой высокомолекулярные органические соеди­нения, содержащие углерод, водород, серу, азот и металлы. К ним относят­ся: нейтральные  смолы, растворимые в бензинах; асфальтены, не раство­римые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбониты, ни в чем не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые доли процента), состоящая  из оки­слов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия. Кста­ти, соединения последнего являются переносчиками  кислорода и способ­ствуют активной коррозии.

В нефти можно обнаружить более половины элементов таблицы  Менделеева. Элементарный (часто говорят  «химический») состав нефти полностью  не известен. Уже сейчас обнаружены 425 индивидуальных уг­леводородов, содержащих серу, азот и кислород. Трудность  определения состава заключается  в том, что выделить из нефти соединения можно пока лишь путем перегонки, при этом состав нефти может значительно  изме­ниться в результате различных  реакций.

Определить индивидуальный химический состав нефти практически  невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химиче­ского состава, т.е. отдельных рядов и  групп углеводородов. Углеводоро­ды, различающиеся содержанием углерода и водорода в молекуле, а также  строением, являются основным компонентом  нефти. Углеводороды приня­то разделять  на парафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и аро­матические. Преобладание той  или иной группы углеводородов придает  этим продуктам специфические свойства. В зависимости от преобладания в  нефти одного из трех представителей углеводородов (более 50%) нефти именуются  метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему  присоединяется другой углеводород  в количестве не ме­нее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.

Приведенная выше классификация  нефтей по углеводородному со­ставу позволяет дать новое определение  нефти: нефть представляет собой  раствор чистых углеводородов и  гетероатомных органических соединений, т. е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или  серы. Именно раствор, а не смесь, причем не обычный раствор, а раствор  различных соединений друг в друге.

 можно проследить изменение  физико-химических, теплофизических  и опасных свойств чистых углеводородов.  Можно заметить также, что даже  у углеводородов, имеющих одну  химиче­скую формулу, ряд показателей  отличается по величине.

Разделение таких многокомпонентных  смесей проводят на части, со­стоящие из углеводородов, близких по составу, которые принято называть фракциями. Нефть и нефтепродукты имеют  температуру начала кипения tн.к. и конца кипения tк.к.. ­­- Фракционный состав нефтяной смеси определяет­ся обычно простой перегонкой или ректификацией, а на практике его оп­ределяют стандартным перегонным аппаратом и измеряют в объемных или массовых единицах. Разделение таких сложных смесей, как нефть и кон­денсат, на более простые называют фракционированием. Нефтепродукты и конденсата, получаемые из нефти, являются фракциями, вскипающими в достаточно узких температурных пределах (см. рис. 1.1 приложение 2), определяемых техническими условиями. При перегонке нефти, имеющей типичный со­став, можно получить: 31% бензиновых фракций, 10% керосиновых, 51% дизельных, 20% базового масла и около 15% составит мазут.

Эти фракции  являются базовыми для получения  товарных нефтепродук-тов, ассортимент  которых достаточно велик и весьма разнообразен. Отече­ственной промышленностью  освоен выпуск свыше 500 наименований нефтепродуктов, поэтому на рисунке 1.1 даны показатели только тех, которые за­нимают значительное место в грузообороте объектов хранения или часто встречающихся в  повседневной жизни.

Условно товарные нефтепродукты  делятся на светлые, темные, пластичные смазки и нефтехимические продукты. К светлым нефте­продуктам относят  и бензины, керосины, топлива для  реактивных двигате­лей, дизельные  топлива. Темные нефтепродукты —  это различные масла и мазуты.

В процессе перегонки составляющие его компоненты отгоняются в порядке  возрастания их температур кипения. При определении фракци­онного  состава по ГОСТ 2177-82 перегонку ведут  до 300°С. При этом от­мечают температуру  начала перегонки (н. к.) и объемы дистиллятов  при 100, 120, 150, 160°С, а далее через  каждые 20°С до 300°С. Обычно бензи­новые  фракции выкипают в пределах 35¸205°С, керосиновые - 150¸315°С, дизельные - 180¸420°С, тяжелые масляные дистилляты - 420¸490°С, оста­точные масла - выше 490°С.

Перегонку нефтепродуктов с  температурами кипения до 370°С ведут  при атмосферном давлении, а с  более высокими — в вакууме  или с приме­нением водяного пара (для предупреждения их разложения). Кстати, авто­мобильные бензины А-72, А-76, АИ-93 имеют практически один и тот же фракционный состав. Авиационные  бензины отличаются повышенным со­держанием легких фракций. Содержание в продукте тех или иных фракции определяется техническими условиями на данный нефтепродукт и зависит от его назначения. Нефти  классифицируются по содержанию в них  бензи­новых, керосиновых и масляных фракций.

Фракционный состав нефтяных смесей определяется обычно про­стой перегонкой с дефлегмацией или ректификацией, разгонку легких фракций проводят при  низких температурах и повышенных давлениях, средних фракций — при атмосферном  давлении, тяжелых фракций — в  ва­кууме. Для разгонки используют специальные аппараты: Энглера, Богда­нова, Гадаскина, АРН - 2 и др. Фракционный  состав легких нефтяных фракций рекомендуется  определять также хроматографическим методом, который по сравнению с  традиционными ректификационными  методами имеет ряд преимуществ: он позволяет наряду с фракционным  составом смеси определять индивидуальный углеводородный состав бензиновых фракций, сокращает время анализа, уменьшает  величину пробы, повышает надежность метода и дает возможность использовать однотипную аппара­туру.

Отметим, что индивидуальный покомпонентный состав нефтяных смесей определяется методами фракционной  разгонки смеси на лабора­торной  ректификационной колонке с последующим  использованием для анализа узких  фракций адсорбционной газожидкостной хроматографии, масс-спектроскопии  и прочих современных методов  анализа сложных сме­сей.

Выше отмечалось, что фракционный  состав определяет количество углеводородов  с определенными свойствами. Следовательно, по имею­щимся данным о физико-химических свойствах можно судить о фракци­онном составе. Известно, что наиболее «чувствительна»  к изменению углеводородного  состава вязкость нефти.

При обработке данных о  свойствах нефтей для определения  фракций Фр, выкипающих при температуре  до 200°С в ТюмГНГУ была получена эмпирическая зависимость

                                      (1.1)

где Фр — фракционный состав нефти при 200°С, % вес; h0 — параметр, характеризующий характеризующий степень изменения динамической вязко­сти при изменении температуры.

Для нефтей с динамической вязкостью h20£37 МПа и плотностью r20=795-890 кг/м3 параметр h0 можно определить по формуле

                                     (1.2)

где h20 и h50 — динамическая вязкость нефти, соответственно, при температурах 20 и 50°С, Пас.

Формула (1.2) была проверена  на различных нефтях более 200 ме­сторождений Западной, Восточной Сибири, Башкирии, Казахстана, Став­ропольского края и  справедлива для абсолютного  большинства нефтей с температурой начала кипения до 85° С и содержанием  парафинов и смол до 25%.

Относительная ошибка при  определении фракционного состава  неф­тей отечественных месторождений  при 200°С по формуле (1.2) составляет около 20% и объясняется различием содержания в нефтях смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюда­ются для  среднеазиатских нефтей, проявляющих  аномальные и вязкопластичные свойства. Дополнительные исследования позволили  установить, что для нефтей ряда регионов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (1.2) дают заниженные результаты, для  нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышен­ные. Обработка полученных результатов  методами математической стати­стики  позволила уточнить предложенную формулу  и рекомендовать ее к использованию  в следующем виде:

                              (1.3)

где Кг - коэффициент, учитывающий  глубину стабилизации нефти на промысле или потерю нефти в резервуарных парках; n - показатель вяз­кости, для Башкортостана и Куйбышевской области n = 0,680, Татарстана - 0,685, Саратовской области, Западной и Восточной Сибири - 0,66, Саха­линской области - 0,655, Пермской области и Удмуртии - 0,675, для турк­менских, узбекских и таджикских нефтей n = 0,64, Казахстана - 0,675.

Таким образом, при отсутствии фактических данных об углеводо­родном  составе нефти для практических инженерных расчетов можно ре­комендовать формулу (1.3), обеспечивающую погрешность  расчетов не более 10%.

Известно, что физические свойства нефти зависят от преобладания в них отдельных углеводородов  или различных их групп. Например, боль­шое содержание в нефти парафинов, смол и асфальтенов повышает ее вяз­кость, особенно при пониженных температурах. В зависимости от состава и ряда свойств производится классификация нефтей, позволяющая выбрать наиболее целесообразный способ транспортировки и хранения.

Во многих нефтях Западной Сибири (усть-балыкская, западно-сургутская и самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4%. Наблюдаются  зависимость — чем больше в  нефти парафина, тем меньше в ее составе смол и асфальтенов; чем  больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе парафина. Высокопарафиновые нефти характеризуются  наименьшим содержанием серы, ванадия  и никеля. Высокое содержание парафина в нефти существенно ослож­няет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработ­ки. При добыче высокопарафинистых нефтей снижается и даже пол­ностью прекращается дебит скважин из-за закупорки  их так называе­мыми асфальто-парафиновыми отложениями (АСПО). АСПО из сква­жин приходится удалять механическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями.