Физические и химические свойства нефти

1.1 Происхождение нефти

Слово «нефть» (от англ. Petroleum) происходит от гр., что означает «petro» - «камень» и «oleum» - «масло».

Нефть— природная дисперсная система жидких углеводоро­дов, в которой растворены газообразные и твердые вещества. Наряду с углеводородами, в нефти присутствуют гетеро органические и гетероатомные соединения, содержащие, помимо углеро­да и водорода, азот, серу, кислород и другие элементы.

По - другому, нефть — это широкий комплекс газообраз­ных, жидких и твердых углеводородных соединений.

До сегодняшнего дня, исследователи не достигли полного согласия по происхождению «природной нефти». В современном научном мире существуют две основные ги­потезы о происхождении нефти и газа: неорганическую и органическую.

Сущность органическойтеории заключается в сле­дующем. Все горючие углеродистые ископаемые (нефть, газ, уголь, горючие сланцы) являются генетически родственными об­разованиями. Все они возникли из отмерших остатков живых ор­ганизмов, обитавших на Земле в разные геологические эпохи. Ис­точником образования нефти являются органические остатки преимущественно низших растительных (планктон, водоросли и др.) и животных организмов (рачки, бактерии и др.), обитавших в толще воды и на дне водоемов. Под действием окружающей сре­ды водоемов происходило разложение отмерших организмов.

Гипотезу об органическом происхождении нефти впервые высказал М. В. Ломоносов в 1763 г. По его мнению, нефть образовалась под воздействием «под­земного огня на окаменелые уголья», в результате чего возникли асфальты, нефти и «каменные масла»

В 1932 г. И. М. Губкин пытался окончательно сформулировать положение об органическом происхождении нефти, исследуя органи­ческие илы (сапропель), состоящие из разложившихся остатков преимущест­венно низших водорослей и микроорганизмов водоемов. Он считал процесс нефтеобразования длительным, непрерывным и постадийным.

Взгляды И. М. Губкина на образование нефти лежат в основе современной органической теории, но в качестве исходного вещества теперь рассматривают не только сапропелитовые, но и сапропелито-гумусовые вещества.

Академик И. М. Трофимук, дополнив и уточнив основопола­гающие взгляды академика И. М. Губкина, предложил выделить пять основных стадий образования нефти: осадконакопление, биохимическая, протокатагенез, мезокатагенез, апокатагенез. В свете новейших мировых достижений науки о нефти гипо­теза академика И. М. Трофимука о происхождении нефти кажет­ся наиболее правдоподобной.

Параллельно органической теории развивалась неорганическая (минеральная) теория происхождения нефти.

Гипотезу неорганического происхождения нефти высказал Д. И. Менделеев в 1877 г. В основе этой теории лежит возмож­ность образования углеводородов при взаимодействии расплав­ленных карбидов металлов с водой.

Но, эта гипотеза не объясняла причин многообра­зия состава нефтей даже в одном месторождении, а также того, что нефть обнаруживают в осадочных породах, содержащих ос­татки живых организмов.

В 1960 г. Н. А. Кудрявцевым была сформулирована «магма­тическая» гипотеза происхождения нефти. Согласно этой гипо­тезе нефть образуется в магме в небольших количествах, а затем поднимается по трещинам и разломам, заполняя пористые пес­чаники. Эти процессы могут, происходить и в настоящее время.

В 1990 г. академик И. И. Чебоненко предложил осадочно-неорганическую гипотезу происхождения нефти. Согласно этой теории, нефть — это продукт синтеза водорода и углерода в приповерх­ностных участках Земли. Нефтяные углеводороды формируются в верхних участках земной коры, где глубинный водород взаимо­действует с образовавшимся из остатков растений углеродом. Эта теория объясняет многообразие состава нефти и нахождение ее в породах, содержащих остатки живых организмов.

Тем не менее вопрос о происхождении нефти до сих пор остается от­крытым, хотя все больше нефтяников и геологов склоняются к органическому происхождению нефти.

Плотность

Это один из важнейших и широко употребляемых показате­лей качества нефтей и нефтепродуктов. Плотность определяется как масса единицы объема при определенной температуре и из­меряется в кг/м³, г/см³ или г/мл. На практике имеют дело чаще с безразмерной величиной — относительной плотностью.

Отно­сительной плотностью ( ) нефти или нефтепродукта называет­ся отношение их плотности, при температуре определения (t_опр) к плотности дистиллированной воды при стандартной температуре (t_ст).

В качестве стандартных температур для воды и нефтепродукта в России, приняты стандартная температура t_ст=+4°С, а температура определения t_опр = 20 °С. В ряде зарубежных стран стандартной температурой воды и нефтепродукта является 15,6°С ( ).

Для пересчета относительной плотности на плотность можно использовать формулу

(1)

где α - средняя температурная поправка на 1ºС.

Температурную поправку α на 1 °С рассчитывают по формуле

α = 0,001828 – 0,00132‧ (2)

Зависимость плотности нефти и нефтепродукта от температуры основана на линейном законе (с повышением температуры их плотность снижается). В интервале температур от 0 до 150 °С плотность нефтепродуктов для искомой температуры можно рассчитать по формуле Д. И. Менделеева.

(3)

где – относительная плотность при температуре анализа;

– относительная плотность при 20 °С;

α– средняя температурная поправка плотности на 1 °С;

t – температура, при которой проводился анализ, С

Плотность ρ_t нефтепродуктов в пределах t = 20–250 °С можно рассчитывать по формуле, предложенной А. К. Мановяном

ρ_t = 1000‧ ‧(t - 20) (4)

Плотность, как правило, увеличивается с увеличением молекулярной массы углеводородов и с переходом от парафинов к олефинам, нафтенам и углеводородам ароматического ряда. Кроме того, плотность нефти колеблется в пределах каждого нефтегазоносного района. Это объясняется тем, что большинство разрабатываемых нефтяных месторождений представлено многопластовыми залежами, для которых, как правило, с увеличением глубины залегания продуктивного горизонта плотность нефти снижается.

Нефть, добываемая на территории России, существенно различается по качеству. Западно-сибирская нефть являются легкой и малосернистой. На промыслах Татарии, Башкирии, Удмуртии, Пермской и Оренбургской областей добывается тяжелая высокосернистая нефть.

Плотность сырой нефти составляет от 0,738 до 1,027 кг/м³ и чаще всего находится в пределах от 0,810 до 0,985 кг/м³. Плотность нефтяных фракций зависит от их химического и фракционного состава. Фракции, выделенные из парафинистой нефти, имеют меньшую плотность, чем из нефти со значительным содержанием ароматических углеводородов.

Плотность жидкостей определяют с помощью ареометров и пикнометров.

Для определения плотности газообразных продуктов за стандартные условия приняты давление в 0,101 МПа (760 мм рт. ст.) и температура 273 K (0 °C).