НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВА
Нефть и нефтяной газ — это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).
Известно множество соединений углерода и водорода, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода
и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие — в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).
В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11— 14% водорода (Н) и 0,4—1% примесей — соединений, содержащих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.
Товарные качества нефтей определяют в лабораторных условиях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие углеводороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.
Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Пары нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, характеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосиновые, соляровые и т. д.
Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40— 200 °С, бензиновые, 150—300 °С —керосиновые, 300—400 °С-соляровые, при 400 °С и выше — масляные.
По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы: малосмолистые — содержание смол не более 18%; смолистые — содержание смол от 18 до 35%; в ы с о к о с м о-л и с т ы е — содержание смол более 35%.
По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: б ее п а р а ф и н исты е — содержание парафина до 1%; слабопарафинистые — содержание парафина от 1 до 2%; парафинистые — содержание парафина более 2%.
Содержание в нефти большого количества смолистых и пара-финистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки. По содержанию серы нефти подразделяют на малосернистые — содержание серы до 0,5%; сернистые — содержание серы от 0,5 до 2,0%; в ы с о к о с е р н и с т ы е — содержание серы более 2,0%.
Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и переработке нефти вследствие усиленной коррозии металлического оборудования.
О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Как известно, плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, так как обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.
Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти,— в яз кость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.
Различают динамическую и кинематическую вязкости.
За единицу динамической вязкости принимают вязкость такой жидкости, при движении к о т оро и в озни к ает сила внутреннего тренияв 1 Н (Ньютон) на площади 1 м2 междуслоям и, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости:
[m] = Па-с (паскаль-секунда).
Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па-с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей — мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа-с.
Вязкость нефтей, добываемых в СССР, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПа-с (0,1—0,2 Па-с) и более.
Кинематическая вязкость—отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м2/с.
Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУг, где индекс t указывает температуру измерения.
За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой Другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило,
всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.
Дата добавления: 2016-10-26; просмотров: 2764;