28 февраля 2011
Физические свойства
Нефть легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35 до +121 °C. Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.
Химический состав
Общий состав
Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть жидкие углеводороды и гетероатомные органические соединения, преимущественно сернистые, азотистые и кислородные, а также металлоорганические соединения; остальные компоненты растворённые углеводородные газы, вода, минеральные соли, растворы солей органических кислот и др., механические примеси.
Углеводородный состав
В основном в нефти представлены парафиновые и нафтеновые. В меньшей степени соединения ароматического ряда и смешанного, или гибридного, строения.
Определение плотности нефти и нефтепродуктов
Элементный состав нефти и гетероатомные компоненты
Наряду с углеводородами в состав нефти входят вещества, содержащие примесные атомы. Серосодержащие H2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические и т. п.; азотсодержащие преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины; кислородсодержащие нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые и др. вещества. Элементный состав: 82-87 C; 11-14,5 Н; 0,01-6 S; 0,001-1,8 N; 0,005—0,35 O и др. Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. Так, наряду с упомянутыми, в нефти присутствуют V, Ni, Cl и т. д. Содержание указанных соединений и примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем химическом составе нефти можно только условно.
| Ухтинское | 0,897 | 85,30 | 12,46 | 0,88 | 0,14 | — | 0,01 |
| Грозненское | 0,850 | 85,95 | 13,00 | 0,14 | 0,07 | 0,74 | 0,10 |
| Сураханское | 0,793 | 85,34 | 14,14 | 0,03 | — | 0,49 | — |
| Калифорнийское | 0,912 | 84,00 | 12,70 | 0,40 | 1,70 | 1,20 | — |
Классификация нефти по углеводородному составу
Класс углеводородов, по которому нефти даётся наименование, должны присутствовать в количестве более 50 %. Если присутствуют углеводороды также и других классов и один из классов составляет не менее 25 %, выделяют смешанные типы нефти: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые, нафтено-ароматические, ароматическо-метановые и метано-ароматические; в них первого компонента содержится более 25 %, второго более 50 %.
1. Ареометр, определение плотности жидких нефтепродуктов и нефти по ГОСТ 3900, плотность
| Пермское | 0,941 | 8,1 | 6,7 | 15,3 |
| Грозненское | 0,844 | 22,2 | 10,5 | 5,5 |
| Сураханское | 0,848 | 13,2 | 21,3 | 5,2 |
| Калифорнийское | 0,897 | 9,8 | 14,9 | 5,1 |
| Техасское | 0,845 | 26,4 | 9,7 | 6,4 |
Растворители нефти
По способности растворяться в органических жидкостях, в том числе в:
- сероуглероде,
- хлороформе,
- спиртобензольной смеси
- другие петролиты,
- вещества, извлекаемые этими растворителями из торфа,
- вещества, извлекаемые этими растворителями из ископаемых углей
принято относить к группе битумов.
Геология нефти
Заключающие нефть породы обладают сравнительно высокой пористостью и достаточной для её извлечения проницаемостью. Породы, допускающие свободное перемещение и накопление в них жидкостей и газов, называются коллекторами. Пористость коллекторов зависит от степени отсортированности зёрен, их формы и укладки, а также и от наличия цемента.
Проницаемость определяется размером пор и их сообщаемостью. Главнейшими коллекторами нефти являются пески, песчаники, конгломераты, доломиты, известняки и другие хорошо проницаемые горные породы, заключённые среди таких слабопроницаемых пород, как глины или гипсы. При благоприятных условиях коллекторы могут быть трещиноватые метаморфические и изверженные породы, находящиеся в соседстве с осадочными нефтеносными породами.
Различного типа залежи нефти в гидравлически незамкнутых и замкнутых ловушках: 1 пластовые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи; 2 массивная сводовая газонефтяная залежь; 3 нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного или вторичного; 4 нефтяная залежь, экранированная стратиграфическим несогласием; 5 нефтяная залежь в ловушке первичного выклинивания коллектора; 6 тектонически экранированная залежь нефти; а нефть; б газ; в вода.
Часто нефтяная залежь занимает лишь часть коллектора и поэтому в зависимости от характера пористости и степени цементации породы обнаруживается различная степень насыщенности нефтью отдельных её участков в пределах самой залежи. Иногда этой причиной обусловливается наличие непродуктивных участков залежи.
Обычно нефть в залежи сопровождается водой, которая ограничивает залежь вниз по падению слоёв либо по всей её подошве. Кроме того, в каждой залежи нефти вместе с ней находится т. н. плёночная, или остаточная вода, обволакивающая частицы пород и стенки пор.
В случае выклинивания пород коллектора или обрезания его сбросами, надвигами и т п. дизъюнктивными нарушениями залежь может либо целиком, либо частично ограничиваться слабопроницаемыми породами. В верхних частях нефтяной залежи иногда сосредоточивается газ.
Дебит скважин, помимо физических свойств коллектора, его мощности и насыщения, определяется давлением растворённого в нефти газа и краевых вод. При добыче нефти скважинами не удаётся целиком извлечь всю нефть из залежи, значительное количество её остаётся в недрах земной коры.
Для более полного извлечения нефти применяются специальные приёмы, из которых большое значение имеет метод заводнения . Нефть в залежи находится под давлением вследствие чего вскрытие залежи, особенно первыми скважинами, сопровождается риском газонефтепроявлений. Весьма продолжительное время геологи полагали, что нефтяные залежи приурочиваются почти исключительно к антиклинальным складкам, и только в 1911 И. М. Губкиным был открыт в Майкопском районе новый тип залежи, приуроченной к аллювиальным пескам и получившей название «рукавообразной».
Спустя более 10 лет подобные залежи были обнаружены в США. Дальнейшее развитие разведочных работ в СССР и в США завершилось открытием залежей, связанных с соляными куполами, приподнимающими, а иногда и протыкающими осадочные толщи.
Изучение нефтяных месторождений показало, что образование нефтяных залежей обусловлено различными структурными формами изгибов пластов, стратиграфическими соотношениями свит и литологическими особенностями пород. Предложено несколько классификаций месторождений и залежей нефти как в России, так и за рубежом. Нефтяные месторождения различаются друг от друга по типу структурных форм и условиям их образования. Залежи нефти и газа различаются друг от друга по формам ловушек-коллекторов и по условиям образования в них скоплений нефти.
Сорта нефти
Введение сортности необходимо в связи с разностью состава нефти в зависимости от месторождения. Стандартом для цен служит нефть сортов WTI и Light Sweet, а также Brent.
Чтобы упростить экспорт были придуманы некие стандартные сорта нефти, связанные либо с основным месторождением, либо с группой месторождений. Для России это тяжёлая Urals и лёгкая нефть Siberian Light. В Великобритании Brent, в Норвегии Statfjord, в Ираке Kirkuk, в США Light Sweet и WTI. Часто бывает, что страна производит два сорта нефти лёгкую и тяжёлую. Например в Иране это Iran Light и Iran Heavy.
Источник: 4108.ru
Плотность нефти
Плотность нефти (объёмная масса) изменяется в пределах 730—1040 кг/м³. На практике для её измерения чаще используют единицы измерения грамм на кубический сантиметр (г/см³) и соответственно плотность нефти колеблется в пределах 0,730—1,040 г/см³. Наиболее распространенные величины плотности нефти — 0,82-0,90 г/см³.
По плотности выделяются несколько классов сырой нефти:
- супер лёгкая — до 0,78 г/см³ — super light — выше 50 в градусах API — газовый конденсат (например — Алжирский конденсат группы Ин-Аменас);
- сверх лёгкая — 0,78-0,82 г/см³ — extra light — 41,1-50 в градусах API (например — Казахстанский Тенгиз, Саудовский Шайба);
- лёгкая — 0,82-0,87 г/см³ — light — 31,1-41,1 в градусах API;
- средняя — 0,87-0,92 г/см³ — medium — 22,3-31,1 в градусах API;
- тяжёлая — 0,92-1 г/см³ — heavy — 10-22,3 в градусах API;
- сверх тяжёлая — более 1 г/см³ — extra heavy — до 10 в градусах API — битум.
Тяжёлые нефти имеют повышенную концентрацию смолисто-асфальтеновых компонентов.
В США плотность нефти измеряется в градусах API (от англ. American Petroleum Institute (API) — Американский институт нефти): высокие значения API соответствуют низким значениям плотности нефти.
Источник: delta-design.ru
Плотности (нефть, конденсат, н/п).
Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами оценивать химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов (н/п). Плотность принято выражать абсолютной и относительной величиной.
Абсолютной плотностью считается масса вещества, заключенная в единице объема, плотность имеет размерность кг/м 3 или г/см 3 .
В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти или н/п, которая равна отношению плотности н/п при 20 0 С к плотности воды при 4 0 С и относительная плотность обозначается ρ4 20 , поскольку плотность выоды при 4 0 С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают.
В некоторых зарубежных странах за стандартную принята одинаковая температура н/п и воды, равная 60 0 F, что соответствует 15,5 0 и относительная плотность обозначается ρ15 15 .
Взаимный пересчет ρ4 20 и ρ15 15 производится по формулам:
где a — поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус и значения средней температурной поправки a для н/п приводятся в специальных таблицах.
В США и других странах широко используется величина плотности, измеряемая в градусах API, связанную с ρ15 15 соотношением:
0 API = 141,5/ ρ15 15 — 131,5 (3)
Для углеводородных и других газов за стандартные условия принимают давление 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуру 0 0 С, обычно определяют относительную плотность, т. е. отношение плотности газа к плотности воздуха (1,293 кг/м 3 ). Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярной массы на объем 1 кмоля, т. е. 22,4 м 3 . Плотность газа (ρг, кг/м 3 ) при условиях (давление Р, МПа, температуре Т, К), отличных от стандартных, можно определить по формуле:
где М – молекулярная масса газа.
где М –молекулярная масса газа , кг/кмоль, 22,4 – объем 1 кмоля газа при стандартных условиях (0,101 МПа (760 мм рт. ст.) и 273 К (0 0 С).
Плотность нефтей и н/п уменьшается с повышением температуры и эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д.И. Менделеева:
где ρ4 t — относительная плотность н/п при заданной температуре t,
ρ4 20 — относительная плотность н/п при стандартной температуре (20 0 С).
Необходимо отметить, что уравнение Д.И. Менделеева справедливо для интервала температур от 0 0 С до 150 0 С и погрешность составляет 5-8 %.
В более широком интервале температур, т.е. до 300 0 С и с меньшей погрешностью (до 3 %) зависимость плотности (кг/м 3 ) от температуры рассчитывается по уравнению А.К. Мановяна:
ρ4 t = 1000 ρ4 20 – 0,58/ ρ4 20 ∙ (t-20) –[t-1200(ρ4 20 -0,68]/1000 ∙ (t-20). (6)
Существует несколько методов определения плотности н/п, выбор того или иного метода зависит от имеющегося количества н/п, его вязкости, требуемой точности определения и времени анализа.
Простейшим прибором для определения плотности жидких н/п является ареометр, градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4 0 С и его показания соответствуют ρ4 20 . Точность определения плотности с помощью ареометра составляет 0,001 для маловязких и 0,005 – для вязких н/п.
Для определения плотности высоковязкого (более 200 мм 2 /с при 50 0 С) н/п (ρн) ареометром поступают следующим образом. Н/п разбавляют равным объемом керосина известной плотности (ρк) и измеряют плотность смеси (ρсм) и рассчитывают плотность н/п по формуле:
Более точно (с точностью до 0,0005) плотность н/п определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20 0 С и дают показания ρ t 20.
Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0,00005), в зависимости от агрегатного состояния н/п (газ, жидкость, твердое вещество) и его количества применяются пикнометры разной формы и емкости.
Пикнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Единственным недостатком пикнометрического способа является продолжительность определения.
Плотность большинства нефтей и н/п меньше единицы и в среднем колеблется от 0,80 до 0,90 г/см 3 , высоковязкие смолистые нефти имеют плотность, близкую к единице, наоборот, нефти из газоконденсатных месторождений и конденсаты очень легкие (ρ4 20 = 0,75 – 0,77 г/см 3 ).
Молекулярная масса
Молекулярная масса нефтей и н/п один из важных показателей, широко используемый при расчете теплоты парообразования, объема пара, парциального давления и других параметров.
Нефть и н/п представляют собой смеси индивидуальных углеводородов и некоторых других соединений, поэтому они характеризуются средней молекулярной массой.
Молекулярная масса н/п тем больше, чем выше их температура кипения.
Для определения молекулярной массы н/п широкое применение получил криоскопический метод, основанный на изменении температуры замерзания растворителя (бензола или нафталина) при добавлении к нему навески н/п.
В редких случаях для определения молекулярной массы применяется эбулиоскопический метод, основанный на изменении приращения температуры кипения растворителя после ввода в него навески испытуемого н/п.
В расчетной практике молекулярную массу часто определяют по эмпирическим формулам, наибольше применение нашла формула Б.П. Воинова:
М = а + bt + ct 2 , (7)
где a, b и c постоянные, значения которых различны для каждой группы углеводородов, t – средняя молекулярная температура кипения н/п, 0 С.
Для парафиновых углеводородов:
М = 60 + 0,3t + 0,001t 2 . (8)
Для нефтяных фракций:
М = (7К-21,5) + (0,76 – 0,04К)t + (0,0003K – 0,00245)t 2 , (9)
где К- характеризующий фактор и изменяется от 10 для 12 в зависимости от значений a, b, с.
В приведенных выше формулах в качестве параметра, характеризующего химический состав, выступает характеризующий фактор, зависящий от плотности.
В формуле, предложенной Р. Хершем, в качестве такого параметра использован коэффициент лучепреломления:
Lg(M) = 1,939436 + 0,0019764t + lg(2,1500-nD 20 ), (10)
где nD 20 – коэффициент рефракции.
Связь между молекулярной массой и относительной плотностью н/п устанавливается формулой Крэга:
В практических расчетах при определении размеров реакторов, испарительных и ректификационных колонн необходимо знать мольный объем жидких н/п или их паров.
Мольный объем жидкости V ’ (м 3 ) вычисляют по формуле:
V ’ = V/N = m/ρ / m/M = M/ ρ, (12)
где N – число молей, m – масса жидкости, кг, М – молекулярная масса, ρ – плотности жидкости, кг/м 3 .
Объем паров можно определить из уравнения Клайперона:
V = m/M ∙ 22,4Ратм/Р ∙ (t + 273)/273, (13)
где m – масса паров, кг, М – молекулярная масса н/п, Р – давление в системе, МПа, Ратм – атмосферное давление, МПа, t – температура, 0 С.
Дата добавления: 2017-01-26 ; просмотров: 2011 ;
Источник: poznayka.org