Химические свойства нефти и нефтепродуктов: характеристики

• Лекция №1
• Свойства нефтей и нефтепродуктов
• Основные физико-химические и термодинамические свойства нефтей
• В настоящее время промысловая подготовка нефти и газа представляет сложные физико-химические процессы с применением достижений науки и техники, для управления которыми и выполнения технологических расчетов необходимо иметь основные данные о физико-химических свойствах нефти, ее характеристике и попутных газов.
• 1 Плотность.

Очень часто нефти одного и того же месторождения имеют разную плотность, что объясняет характер их залегания и фракционный состав. С появлением возможности испарения легких фракций в естественных условиях плотность нефти возрастает. Нефти с парафиновым основанием имеют меньшую плотность, чем с нефтеновым. Наибольшая плотность у нефтей с большим содержанием ароматических углеводородов.

1. Как и для природного газа плотностью нефти является масса единицы ее объема.
2. где m – масса жидкости, кг, V – объем жидкости, м3.
3. Определение плотности смеси при стандратных условиях, если известны составы смеси нефтепродукта определяется по алгоритму аналогичному для природного газа.
4. Существенно влияет на плотность нефти температура:
5. 
6. где ρtи ρ20 – плотность газа при искомой температуре и стандартных условиях, кг/м3, t – температура перекачивания продукта, 0С, α – коэффициент объемного расширения, зависящий от температуры нефтепродукта.
7. 2 Молекулярная масса (молекулярный вес).
8. Одна из основных физико-химических величин, характеризирующих нефть и нефтепродукт.

Молекулярная масса сырой нефти является средней величиной молекулярных масс компонентов смеси. Молекулярная масса возрастает с повышением температуры кипения фракций.

• Если известны молекулярные концентрации компонентов, входящие в состав нефтяной смеси, то молекулярную массу находят по уравнению:
• где Мі – молекулярная масса і-компонента, хі – молекулярная концентрация компонента в смеси.

Для определения молекулярной массы пользуются эмпирической формулой Б.П. Воинова:

1. ,
2. а для нефтепродуктов парафинового ряда:
3. 
4. где t – средняя температура кипения, зависящая от температуры кипения отдельных компонентов нефтяной смеси, а,b,c  — постоянные химической природы рассматриваемых фракций.

Постоянная	Характеризирующий фактор К
10,0	10,5	11,0	11,5	12,0
а	56	57	59	63	99
b	0,23	0,24	0,24	0,225	0,18
с	0,0008	0,0009	0,001	0,00115	0,0014

• Характеризирующий фактор принимают по формуле:
• где ρ – плотность нефтепродукта, кг/м3, Т – средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта, К.
• Средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта (0С) определяется по формуле:
• 
• где m – молекулярная масса компонента нефти, t – температура кипения соответствующего компонента.
• 3 Вязкость.
• Один из главных праметров, характеризирующий газ или жидкость – свойство всякой среды оказывать сопротивление при движении одной ее части относительно другой.
• В технологических расчетах оперируют понятиями динамической (измеряется в пуазах) и кинематической вязкостей (отношение динамической вязкости к плотности смеси, измеряется в стоксах (сотая часть – сантистокс)).
• Для сравнительной характеристики нефтей отдельных месторождений, скважин или нефтепродуктов применяют понятие условной вязкости по Энглеру – отношения времени истечения определенного объема рассматриваемой жидкости ко времени истечения такого же объема воды (выражается в градусах 0ВУ).
• С повышением температуры вязкость  жидкости уменьшается, а с повышением давления – увеличивается.
• 4 Упругость паров

Упругостью паров жидкости называют давления паров данной жидкости, находящихся в равновесии с ней. При двухфазной системе в условиях равновесия не происходит ни конденсации паров в жидкость, ни испарения последней, т.е. при динамическом равновесии число молекул, переходящих в единицу времени из жидкой фазы в паровую, равно числу молекул, перешедших из паровой фазы в жидкую.

С повышением температуры упругость паров повышается и достигает своего максимума, когда содержание паров в единице объема доходит до предельной величины, т.е. при условии насыщенности.

Увеличение числа молекул, стремящихся выйти из связанного состояния, вызывает увеличение числа их ударов об ограничивающие поверхности, что вызывает повышение давления. Это наблюдается, когда жидкость находится в закрытой емкости.

Каждой температуре соответствует определенная упругость паров.

1. Давление, развиваемое парами нефти, определяют как сумму парциальных давлений отдельных компонентов, входящих в ее состав. Поэтому на практике упругость паров нефти и нефтепродуктов определяют экспериментальным путем по одному из существующих способов:
2. — статическому;
3. — динамическому;
4. — методом изотерм.
5. Для углеводородных компонентов чаще всего используют формулу Ашворта для определения давления упругости паров:
6. 
7. где
8. где Т, Т0 – температура кипения при определенном давлении и атмосферном давлении, 0С, Р – упругость насыщенных паров при температуре Т, кгс/см2.
9. — или формулу Кокса:
10. 
11. где t – необходимая температура, 0С, А и С – эмпирические константы.
12. 5 Летучесть (фугетивность).
13. Упругость паров зависит не только от температуры, но и от давления.

Такая корректировка упругости паров на давление в литературе приобрела название фугетивности (летучести). Летучесть характеризирует стремление компонента смеси в зависимости от давления и температуры перейти из одной фазы в другую. Кроме того эта величина характеризирует отклонение поведения реального газа от законов идеального.

Реальные газы по своим свойствам приближаются к идеальным в процессах, происходящих при высоких температурах и очень низких давлениях, близких к вакууму.

И, наоборот, с повышением давления и понижением температуры отклонение возрастает, что объясняется тем, что газы и пары стремятся занять как можно больший объем.

Если же такой возможности нет, газ стремиться занять меньший объем, что сопровождается повышением давления, отсюда следует, что летучесть как и упругость паров, определяют в единицах давления.

• Для компонента жидкой фазы летучесть определим по формуле:
• 
• где f/ — летучесть компонента в жидкой фазе при данном давлении,f0 – летучесть того же компонента при давлении рі/ и определенной температуре насыщенного пара компонента і, Vж– объем одного моля компонента в жидком состоянии при данной температуре
• где М – молекулярная масса компонента, ρt – плотность компонента в жидком состоянии при определенной температуре t.
• Термодинамические свойства нефти и нефтепродуктов
• Основу большинства технологических расчетов нефтезаводской и нефтепромысловой аппаратуры составляют данные о тепловых свойствах нефтей и ее продуктов: теплоемкости, теплосодержании, скрытой теплоте парообразования, теплопроводности, теплоты сгорания и др.
• 1 Теплоемкость

Теплоемкостью называют отношения количества тепла, поглощенного системой при каком-либо процессе, к соответствующему повышению температуры. Удельной теплоемкостью называют количество тепла (в ккал), необходимое для подогрева 1 кг вещества на 10С.

Значение теплоемкостей отдельных нефтей довольно близки между собой. С изменением температуры теплоемкость изменяется, поэтому в практике отличают истинную теплоемкость при данной температуре и среднюю в интервале температур от t1 до t2.

Зависимость истинной теплоемкости от температуры и плотности описывает формула Крэга:

1. 
2. где сt – теплоемкость при температуре t в ккал/кг∙0С; ρ – плотность нефти или ее продукта при 150С.
3. Если при нагревании 1 кг нефти от температуры t1 до t2 было затрачено q ккал, то теплоемкость:
4. , ккал/кг∙0С.
5. 2 Теплота парообразования

Теплотой парообразования называется количество тепла, которое необходимо сообщить 1 кг жидкости, чтобы превратить ее в пар. При этом часть энергии расходуется на преодоление межмолекульных сил взаимного притяжения в жидкости, а другая – на преодоление работы, совершаемой выделяющимися парами. Теплоту парообразования для углеводородов определяют по правилу Трутона:

где М – молекулярная масса жидкости, l – скрытая теплота парообразования, Т – абсолютная температура кипения жидкости, К – константа Трутона, величина которой для большинства углеводородов и смесей находится в пределах 20-22.

3 Внутренняя энергия. Энтальпия.

Часть внутренней энергии одного тела может быть передана другому, например: от рабочего тела к внешней среде или обратно. Процесс может быть представлен в форме теплоты или в форме работы. Под теплотой понимают энергию, передаваемую от одного тела к другому теплопроводностью, конвекцией и излучением.

• Энтальпию (теплопередачу или теплосодержание) выражают уравнением:
• u– внутренняя энергия 1 кг вещества, р – давление, V – объем 1 кг вещества.
• Энтальпия жидкости может быть определена по эмпирической формуле:
• где і  — энтальпия жидкости, ккал/кг, ρ – плотность жидкости при 150С, кг/м3, t – температура, 0С.
• Для определения энтальпии нефтяных паров используют формулу Воинова:
• где t – температура паров, 0С, ρ – плотность паров при 150С, кг/м3.
• 4 Коэффициент теплопроводности.

Коэффициентом теплопроводности называется количество тепла, проходящее за 1 час через слой материала толщиной 1 м, площадью 1 м 2 при разности температур по обеим сторонам слоя 10С. Теплопроводность зависит от химической природы вещества и температуры. Для жидких нефтепродуктов этот коэффициент колеблется в пределах 0,09-0,12 ккал/м∙ч∙0С.

1. Если не учитывать природы нефтепродукта, теплопроводность его может быть определена по формуле Гретца
2. где λt – искомая теплоемкость при определенной температуре, ккал/м∙ч∙0С, λ0=0,000311 – коэффициент теплопроводности при 00С, α=0,011 температурный коэффициент.
3. 5 Теплота сгорания.
4. Для различных нефтей теплота сгорания колеблется в достаточно узком диапазоне от 10400 до 11000 ккал/кг и зависит от плотности, при чем, чем меньше плотность тем выше теплота сгорания.
5. Различают высшую теплоту сгорания – количество тепла, выделяемое при сгорании 1 кг топлива при наличии в нем воды в жидком состоянии, и низшую – количество тепла, выделяемое при полном сгорании 1 кг топлива, за вычетом тепла на испарение влаги и воды, образующейся при сжигании водорода.
6. В технологических расчетах для определения теплоты сгорания используют формулу Менделеева:
7. где Qв, Qн – соответственно высшая и низшая теплота сгорания, ккал/кг, С, Н, S, W – процентное содержание углерода, водорода, серы и влаги в топливе соответственно.
8. 6 Взрываемость газов.

Горючие газы и пары нефти и нефтепродуктов с кислородом из воздуха образуют гремучую смесь, взрывающую с большой силой. Горение и взрыв – это по существу одинаковые химические процессы, резко отличающиеся по интенсивности протекающей реакции. При взрыве реакция происходит очень быстро в замкнутом пространстве без доступа воздуха к очагу взрыва.

Сила взрыва максимальна, когда содержание воздуха в смеси приближается к количеству, теоретически достаточному для полного сгорания.

Газы и пары нефти взрываются при определенной концентрации, характеризирующейся низшим и высшим пределом:низший предел, когда незначительное уменьшение газа делает смесь невзрывоопасной, высший – когда дальнейшее увеличение концентрации газа делает смесь взрывоопасной (таблица 1).

Таблица 1 – Пределы взрываемости горючих газов

Газ	Пределы взрывоопасной концентрации, %	Газ	Пределы взрывоопасной концентрации, %
низший	высший	низший	высший
Метан	5,0	15,0	Гептан	1,0	6,0
Этан	3,0	12,5	Этилен	2,5	80,0
Пропан	2,4	9,5	Углекислота	12,5	75,0
Изо-бутан	1,9	8,5	Водород	4,1	75,0
Н-бутан	1,5	8,5	Пары:
Изо-пентан	1,3	8,0	бензола	1,4	6,5
Н-пентан	1,4	8,0	бензина	1,5	7,5
Гексан	1,25	6,9	толуола	1,3	7,0

Источник: https://studizba.com/lectures/32-dobycha-resursov/900-podgotovka-neftyanoy-produkcii/16693-svoystva-neftey-i-nefteproduktov.html

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.

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 м3 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/см3 или 780 кг/м3;
• сверхлегкая (0,78–0,82 г/см3 или 780–820 кг/м3);
• легкая (0,82–0,87 г/см3 или 820–870 кг/м3);
• средняя (0,87–0,92 г/см3 или 870–920 кг/м3);
• тяжелая (0,92–1,00 г/см3 или 920–1000 кг/м3);
• сверхтяжелая — плотность в этом случае превышает 1000 кг/м3, 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.

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.

Источник: https://News4Auto.ru/fiziko-himicheskie-svoistva-nefti-i-ih-harakteristiki/

Основные физико-химические свойства нефтей

• Физико-химические свойства нефтей и их фракций являются функцией их химического состава и структуры отдельных компонентов, а также их сложного внутреннего строения, обусловленного силами межмолекулярного взаимодействия.
• Поскольку нефть и её фракции состоят из большого числа разнообразных по химической природе веществ, различающихся количественно и качественно, свойства нефтепродуктов представляют собой усреднённые характеристики, и показатели их непостоянны как для различных нефтей и фракций, так и для одинаковых фракций из разных нефтей.
• Нефть и нефтепродукты представляют собой достаточно сложные растворы

углеводородов и их гетеропроизводных. Анализ таких растворов с выделением индивидуальных соединений требует много времени. Поэтому в технологических расчётах при определении качества сырья, продуктов нефтепереработки и нефтехимии часто пользуются данными технического анализа. Последний состоит в определении некоторых физико-химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов. С этой целью используют следующие методы, в комплексе дающие возможность характеризовать товарные свойства нефтепродуктов в различных условиях эксплуатации, связать их с составом анализируемых продуктов, дать рекомендации для наиболее рационального их применения:

1. Ø химические, использующие классические приемы аналитической химии;
2. Ø физические – определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы, а также некоторых условных показателей;
3. Ø физико-химические – колориметрия, потенциометрическое титрование, нефелометрия, рефрактометрия, спектроскопия, хроматография;
4. Ø специальные испытания эксплуатационных свойств и состава анализируемых продуктов (определение октанового и цетанового числа моторных топлив, химической стабильности топлив и масел, коррозионной активности, температуры вспышки и воспламенения).
5. Из физических параметров нефтей наибольшее значение имеют относительная плотность, вязкость, молекулярная масса, температуры кипения, застывания, теплота сгорания, оптические свойства, позволяющие судить в первом приближении о её составе.

Плотность. Плотность нефти — характеризует состав и качество нефти и легкость отстаивания её от воды.

Плотность – величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объёму.

Относительная плотность газов показывает, во сколько раз плотность его выше плотности сухого воздуха.

Относительная плотность нефтей в основном изменяется в пределах 0,750-1,0 г/см3. Но встречаются нефти с плотностью ниже 0,750 и густые асфальтообразные, плотность которых превышает 1,0.

Различие в плотности нефтей связано с различием в количественном соотношении углеводородов отдельных классов: так нефти с преобладанием алканов легче нефтей, богатых ароматическими углеводородами.

Нефти, содержащие значительный процент смолистых соединений, характеризуется плотностью выше 1,0.

При одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны, так как вес вещества пропорционален его массе.

Так как зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер, то, зная плотность при температуре ρt4, можно найти ρ4 20 по формуле:

• где ρt4 –относительная плотность при температуре анализа;
• — относительная плотность при 20ºС;
• t – температура, при которой проводится анализ, ºС;
• γ — температурная поправка к плотности на 1ºС, находится по таблицам (табл. 1)
• или может быть рассчитана по формуле:

Плотность ρt нефтепродуктов в пределах температуры t= 20 — 250ºС можно определить по формуле:

В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,56ºС (60ºF). Относительную плотность при 20ºС в этом случае рассчитывают по формуле:

Плотность нефтяных фракций зависит от давления. Эта зависимость выражена для дистиллятных фракций более четко, чем для остаточных.

В интервале температур до 340 °C изменение давления от 0,1 до 10 МПа приводит к увеличению плотности прямогонных нефтяных остатков не более чем на 2,5 %.

В небольших пределах изменений давлений зависимости плотности реактивных топлив от давления носит линейный характер.

На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество смолистых веществ в ней.

В большинстве случаев чем больше геологический возраст и соответственно больше глубина залегания пласта, тем меньшую плотность имеет нефть. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность узких фракций нефти зависит также от химического состава.

Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает для представителей разных классов в следующем порядке:

1. нормальные алканы < нормальные алкены < изоалканы < изоалкены < алкилциклопентаны < алкилциклогексаны < алкилбензолы < алкилнафталины
2. Таблица 1
3. Средние температурные поправки γ плотности на 1ºС для нефтей и нефтепродуктов
4. 

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Знание плотности нефти и нефтепродуктов необходимо для всевозможных расчетов, связанных с выражением их количества в весовых единицах. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо: а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20ºС; б) измерить среднюю температуру груза в цистерне; в) определить разность между +20ºС и средней температурой груза; г) по графе температурной поправки найти поправку на 1ºС, соответствующую плотность данного продукта при +20ºС; д) умножить температурную поправку плотности на разность температур; е) полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20ºС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20ºС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20ºС.

Примеры.

1. Плотность нефтепродукта при +20ºС, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23ºС. Определить по таблице плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим: а) разность температур 23º — 20º =3º; б) температурную поправку на 1ºС по таблице для плотности 0,8240, составляющую 0,000738; в) температурную поправку на 3º: 0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022; г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23ºС (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20ºС), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220. 2. Плотность нефтепродукта при +20ºС, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12ºС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре. Находим: а) разность температур +20ºС — (-12ºС)=32ºС; б) температурную поправку на 1ºС по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831; в) температурную поправку на 32º, равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266;

• г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12ºС (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20ºС), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.
• Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:

Нефть (плотность 0.800-0.950 г/см3)	Бензин (плотность 0.710-0.750 г/см3)
Керосин (плотность 0.750-0.780 г/см3)
Дизельное топливо (пл. 0.800-0.850 г/см3)
Масляные погоны (пл. 0.910-0.980 г/см3)
Мазут (плотность ~ 0.950 г/см3)
Гудрон (плотность 0.990-1.0 г/см3)
Смолы (плотность > 1.0 г/см3)

Относительный удельный вес нефтяных и природных газов определяется как отношение веса газа к весу такого же объема воздуха при одинаковых условиях.

Если считать газ идеальным, то при 273 К, давлении 101,3 кПа и объёме 22,4 л масса m газа равна его молекулярной массе М. В таких же условиях масса 22,4 л воздуха составляет 28,9 г, поэтому относительная плотность газа относительно воздуха равна:

Если давление и температура отличаются от нормальных, то плотность газа можно рассчитать по формулам (Прим. Температура используется по шкале Кельвина, а давление Рх10-5Па):

или

1. Пример решения задачи: Рассчитать плотность газа, имеющего среднюю молекулярную массу 64, при 60°С и давлении 3 атм.
2. Решение.
3. Дано:
4. М = 64
5. Т = 60 + 273 = 333 К
6. Р =3х1,013х105 = 3,039х105 Па
7. Ход решения.
8. Относительную плотность газа находим по уравнению с учетом примечания:

кг/м3

Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трёх стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы.

Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85).

Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродуктов, является 20ºС. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры с меткой и капилярной трубкой различной ёмкости (рис.4).

Пикнометры представляют собой стеклянные сосуды различной формы 5, 10 и 25 мл., закрывающиеся пришлифованной пробкой. Они могут быть двух типов: первые имеют капиллярное отверстие в пришлифованной пробке чтобы можно было удалять лишнее количество испытуемого вещества, у других имеется кольцевая метка на горловине для точного дозирования испытуемого нефтепродукта в пикнометр.

Рис. 4. Пикнометры

Каждый конкретный пикнометр характеризуется так называемым «водным числом», т.е. массой воды в объёме данного пикнометра при 20ºС.

Плотность нефти (нефтепродукта) определяют следующим образом. Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефтью (нефтепродуктом) при 18-20ºС, стараясь не замазать стенки пикнометра.

Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом) закрывают пробкой и термостатируют при 20±0,1ºС до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться. Избыток нефти (нефтепродукта) отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска.

Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002г.

• «Видимую» плотность ρ анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
• ρ = (m2 – m1)/m,
• где m2 – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m1 – масса пустого пикнометра, г; m – водное число пикнометра, г.

Дата добавления: 2018-08-31; просмотров: 317;

Источник: https://znatock.org/s9528t1.html

Физико-химические свойства нефтепродуктов

Нефть как вещество представляет собой многокомпонентную смесь углеводородных соединений с атомами серы, азота, кислорода, органических кислот и тяжелых металлов. Определение индивидуального состава и свойств нефти — практически невыполнимая задача.

Специалистам под силу лишь определить групповой химический состав, то есть вычленить отдельные группы углеводородов. Поэтому все чаще нефти дают определение как раствору углеводородов, в сочетании с гетероатомными соединениями.

То есть, нефть и нефтепродукты — это не смеси, а именно растворы.

Исходя из этого, специалисты рассчитывают и отдельные свойства нефтепродуктов, в ходе изменения свойств углеводородов — химических, физических и других. Углеводороды принято разделять на части – фракции. Фракционный состав нефтепродуктов определяется путем перегонки или ректификации.

Классификация нефти по составу и свойствам определяет метод хранения и транспортировки конечного продукта, наиболее целесообразный в том или ином случае.

Содержание серы

По этому показателю выделяют три класса нефти: сернистый, малосернистый и высокосернистый. Если в продукте первого класса допускается не более 0,2% серы, то для последнего допустим процент 3,0% и выше. В зависимости от содержания серы, варьируется и качество нефтепродуктов, ведь этот компонент ухудшает качество топлива и осложняет технологию его переработки.

Плотность и удельный вес

Плотность — еще одно важное свойство нефтепродуктов, определяющее количество массы по отношению к единице объема. Учитывать топливо в объемном соотношении весьма проблематично, так как при колебаниях температуры объем жидкостей меняется. Однако масса не зависит от изменений температуры, поэтому знание объема и плотности позволяет проводить расчеты с большей точностью.

Чаще всего, говоря о свойствах нефти и нефтепродуктов, используют термин «относительная плотность». Она рассчитывается, исходя из соотношения массы продукта к массе воды, при одинаковом объеме. При +20°С этот показатель составляет от 0,7 до 1,07.

Удельный вес, так же, как и плотность, зависит от температуры и бывает относительным, что в численном выражении равно относительной плотности. Эти два свойства топлива являются важными факторами при анализе его качества.

Вязкость

Все жидкости имеют одно общее свойство — при воздействии внешних факторов видоизменять свою форму. Это происходит в результате скольжения молекул внутри них и трения друг о друга.

Такое трение и называют вязкостью: именно она позволяет нефтепродуктам сопротивляться перемещению частиц, вызванному внешними факторами. Наибольшее распространение в терминологии получила удельная вязкость.

Она представляет собой отвлеченную величину, показывающую соотношение вязкости данной жидкости (в данном случае, топлива) к вязкости воды. Для нефтепродуктов существует еще одно важное свойство: чем ниже температура, тем больше вязкость продукта.

Температура застывания и помутнения

Температура помутнения — это точка, при которой в топливе наблюдаются первые признаки этого процесса. Последний обусловлен выделением твердых парафинов, поскольку нафтеновые смеси без их содержания не подвержены помутнению.

Температура застывания, которая на несколько градусов ниже температуры помутнения, характеризует достижение предела, при котором нефть утрачивает свою текучесть и перестает быть флюидом.

Повысить текучесть можно путем подогревания нефти.

Коэффициент расширения

Еще одно важное свойство, влияющее на состав и конечную стоимость нефтепродуктов — это коэффициент расширения. Для большинства видов топлива он равен 0,00040-0,00065. У тяжелых нефтепродуктов с низкой плотностью он, как правило, пониженный, а у легких — повышенный.

Мы рассмотрели основные, но не все свойства нефтепродуктов. Часто определяется оптическая активность, флуоресценция, показатель преломления, капиллярность, смачиваемость и адсорбция нефти, анализируется ее цвет, запах и другие физико-химические показатели.

Источник: https://eurotek-oil.ru/articles/svoystva-nefteproduktov

Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика

Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.

В нефтях кроме углерода и водорода в небольших количествах содержаться кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти также входят многие металлы.

В тяжелых вязких нефтях концентрируется ванадий и никель в промышленных количествах, нередко дорогостоящий ванадий добывается из высоковязких нефтей. В пластовых условиях плотность зависит от кол-ва растворенного газа, температуры и давления. При растворении газа в нефти ее объём увеличивается.

В нефтях встречаются следующие группы УВ: 1)метановые(парафиновые) 2) нафтеновые 3) ароматические. Но в основном нефти бывают смешанного типа с преобладанием той или иной группы УВ и в зависимости называются парафиновыми, ароматическими и нафтеновыми.

УВ от метана(СН4) до бутана(С4Н10) при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, из них состоит нефтяной газ. УВ соединения содержащие от 5 до 17 атомов углерода находятся в жидком состоянии, они и входят в состав нефти. Физические и качественная хар-ка нефтяных соединений зависит от преобладания в них отдельных УВ групп.

Нефти с преобладанием сложных УВ (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного кол-ва смолопарафинных соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте.

Одним из физических св-в нефти является ее вязкость (св-во жидкости сопротивляться ее взаимному перемещению ее частиц при движении. вязкость нефти в зависимости от ее характеристик и температуры может изменятся. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением смолопарафиновых соединений вязкость нефти увеличивается.

Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.

Больше всего содержится сероводорода, азота, углекислого газа. Если при постоянной температуре постоянно повышать давление газа, то он переходит в жидкое состояние. Температура при которой вещество с повышением давления до определенной величины из газообразной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или точкой начала конденсации.

В зависимости от преимущественного содержания в нефтяных газах легких или тяжелых УВ, газы подразделяются на сухие и жирные. Сухой газ – естественный газ, в котором не содержаться тяжелые УВ или содержаться в небольших количествах. Жирный газ – газ в котором тяжелые углеводороды содержаться в больших количествах. Жирные газы чаще содержаться в легких нефтях, а сухие газы в тяжелых нефтях.

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность. (отношение массы вещества к занимаемому объёму). На практике пользуются относительной плотностью газа, которая показывает во сколько раз плотность данного газа, заключенного в данном объёме при данных давлениях и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объёме и при тех же условиях.

Вязкость газа – свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. При низких давлениях с повышением температуры вязкость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения молекул увеличиваются.При значительном повышении давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повышением температуры уменьшается.

При повышении давления вязкость снижается с увеличением температуры. Растворимость газов в нефти: с увеличением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. Давление при котором из нефти начинает выделяться газ называется давлением насыщения пластовой нефти.давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношений их объёмов и температуры.

Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давление насыщения равно пластовому давления или близко к нему. Количество газа в 1м3 приходящееся на 1 т добычи нефти, называется газовым фактором.

Физико-химические свойства пластовых вод.

В поровом пространстве нефтяных залежей вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплуатации скважин остаётся неподвижной. Такую воду называют «связанной» ( с породой), «остаточной». Эта вода может заполнить до 20% объёма пор и более. Остальная вода может выносится к забою скважин и подниматься на поверхность вместе с Н и Г.

контурные – воды в пониженных участках нефтяных пластов. 2. верхние контурные – в случае, если нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена поверхностными водами. 3. подошвенные – воды, в нижней части приконтурной зоны пласта. 4. промежуточные – воды залегающие в пропластке нефтяных или газовых пластов. 5.

верхние – воды, залегающие выше данного пласта. 6. нижние – воды, залегающие ниже данного пласта. 7. смешанные – воды, залегающие выше данного пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов. К особым видам можно отнести тектонические воды: 1. тектонические – могут поступать по тектоническим трещинам из пластов более высоких напоров. 2.

Шельфовые — подземные воды шельфовых частей материков, т. е. прибрежных частей дна мирового октана. 3. технические – вода попадает в нефтегазовые пласты при бурении скважин и ремонтных работах при эксплуатации скважин.

Основные физические показатели пластовых вод: плотность, солёность, минерализация, вязкость, температура, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде. Толщина тонких слоёв связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды.

С увеличением глинистости толщина стенок увеличивается, с увеличением минерализации толщина уменьшается. Если в пласте содержится большое кол-во связанной воды, то в пласта уменьшается фазовая проницаемость для нефти и скважин, работают со сниженными дебитами.

При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться остатки минеральных солей, который частично или полностью закупорят порово-трещинновое пространство пласта. Также с учётом пластовой воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины.

Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.

Горные породы способные вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Нефть и газ содержаться в таких коллекторах, как пески, песчаники, алевроиты, и в карбонатных коллекторах-известняки, мел. Породы-коллектора должны обладать емкостью – системой пор (пустот), трещин. Но не все породы обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа.

Проницаемость горных пород зависит от поперечных размеров пустот в породе. Разделяют коллекторы на 3 типа: 1)гранулярные, или паровые(только обломочные горные породы 2)трещинные 3) каверновые (карбонатные породы). Емкость порового коллектора называется пористостью.

( для характеристики пористости применяется коэффициент пористости, который показывает какую част от всего объёма горной породы занимают поры. Пористость бывает общая (объем всех пор в породе).

Коэф эффективн пористости равен отношению объёма пор (через которые возможно движ-е нефти, газа и воды при опред температуреи давлении) к объёму образца породы. Способность пород пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов часто значительно изменяется в одном и том же пласте.

Величины пористости и проницаемости значительно влияют на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки с целью увеличения пористости и проницаемости проводят разл геолого технич мероприятия.(гидроразрыв пласта, щелевая разгрузка,обработка пласта оксидатом). Удельная поверхность горной породы – величина суммарной поверхности частиц приходящихся на единицу объёма образца. От величины удельной поверхн зависит ее проницаемость.

Комбинированный.

Движение жидкости по пласту к забою скважины происходит за счет пластовой энергии.

Запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят от природных факторов (энергии расширения газа в газовой шапке, энергии расширения растворенного в нефти газа, гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения. ) и искусственных факторов.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте, при его разработке, называются режимом пласта.

В зависимости от того какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти от залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки) а так же режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).

от правильной оценки режима дренирования скважины зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения,которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получения высокого коэффициента конечного нефтеизвлечения. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим.

Жестководонапорный режим: 1) движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или контурных вод, имеющие постоянное пополнение из наружных источников. 2)среднее пластовое давление > давления насыщения. 3)свободного газа в пласте нет и через горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой.

4)устанавливаются стабильные дебиты жидкости, давление и газовый фактор. 5)разработка заканчивается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта извлекается в основном вода. 6)количество извлеченной жидкости должно быть равно количеству поступившей в залежь жидкости.

Газонапорный режим: 1)основная движущая сила — энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке 2)процесс вытеснения нефти газом схожи с процессов вытеснения водой 3)газ вытесняет нефть в пониженные части залежи 3)Процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами 4)Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее низкие места залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ поднимается и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления 5)С целью увеличения нефтеизвлечения и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенногогаза, закачивают газ.(Режим растворенного газа: основной движущей силой является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи, давление в ней падает, и начинается выделение газа из нефти. Отдельные его пузырьки расширяются в объёме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, т.е к забоям нефтяных скважин, но колич-во газа растворенного в нефти, небольшое). Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть уже не содержит растворенного газа. Все породы, содержащие нефть и газ залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремиться переместиться вниз по направлению пластов. При крутых углах падения наибольшие дебиты дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При этом режиме добыча нефти ведется механизированным способом.

Внутрипластовое горение.

Термический метод добычи нефти с применением внутрипластового горения применяется для увеличение нефтеизвлечения на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью. Первые работы были проведены на Ширванском месторождении в Краснодарском крае в 1934 г.

Внутрипластовое горение – физико-химический окислительный процесс в котором происходят химические превращения веществ с выделением больших количеств теплоты и образованием продуктов реакций.

Процесс внутрипластового горения – способ разработки месторождения вязкой нефти с целью увеличения конечного нефтеизвлечения, который основывается на использовании энергии получаемой при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании в пласт окислителя (воздуха).

Процесс внутрипластового горения обладает всеми преимуществами термических методов вытеснения нефти горячей водой и паром. Основа горения – экзотермическая окислительно-восстановительная реакция вещества с окислителем. При внутрипластовом горении тепло для воздействия на нефтяной пласт образуется за счет сжигания части пластовой нефти.

По исследованиям сжигается до 15% нефти от геологических запасов в пласте. Обычно сгорают более тяжелые и менее ценные компоненты нефти.

Основные закономерности проведения процесса внутрипластового горения: 1) ВГ может осущ в виде сухого ВГ (СВГ), воздушного ВГ (ВВГ) и сверх влажного ВГ (СВВГ) 2) главным параметром для ВВГ и СВВГ является водо-воздушный фактор (ВВФ) – отношение объёма закачиваемой в пласт воды к объёму закач в пласт воздуха. 3) реакции происходят в узкой зоне продуктивного пласта, которая называется фронтом горения. 4) при сухом и влажном процессах на фронтах горения температура в среднем 300-500, а при СВВГ при температуре 200-300 градусов. 5)увеличение воздушного фактора дает возможность повышать скорость продвижения по пласту тепловой волны 6)на процесс ВГ значительное влияние оказывает пластовое давление, тип породы и нефти, начальная нефтенасыщенность.

Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.

В нефтях кроме углерода и водорода в небольших количествах содержаться кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти также входят многие металлы.

В тяжелых вязких нефтях концентрируется ванадий и никель в промышленных количествах, нередко дорогостоящий ванадий добывается из высоковязких нефтей. В пластовых условиях плотность зависит от кол-ва растворенного газа, температуры и давления. При растворении газа в нефти ее объём увеличивается.

В нефтях встречаются следующие группы УВ: 1)метановые(парафиновые) 2) нафтеновые 3) ароматические. Но в основном нефти бывают смешанного типа с преобладанием той или иной группы УВ и в зависимости называются парафиновыми, ароматическими и нафтеновыми.

УВ от метана(СН4) до бутана(С4Н10) при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, из них состоит нефтяной газ. УВ соединения содержащие от 5 до 17 атомов углерода находятся в жидком состоянии, они и входят в состав нефти. Физические и качественная хар-ка нефтяных соединений зависит от преобладания в них отдельных УВ групп.

Нефти с преобладанием сложных УВ (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного кол-ва смолопарафинных соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте.

Одним из физических св-в нефти является ее вязкость (св-во жидкости сопротивляться ее взаимному перемещению ее частиц при движении. вязкость нефти в зависимости от ее характеристик и температуры может изменятся. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением смолопарафиновых соединений вязкость нефти увеличивается.



Источник: https://infopedia.su/2x7b42.html