Физико химические свойства нефти кратко

Обновлено: 02.07.2024

Физико-химические свойства нефтей, как и других сложных растворов, зависят от химического состава и структуры компонентов, а также от сложности их внутреннего строения, обусловленного силами межмолекулярного взаимодействия.
Одним из важнейших показателей, характеризующих нефть, является плотность, то есть количество массы, заключенное в единице объема. В поверхностных условиях плотность нефти во многом зависит от содержания в ней относительно легких бензиновых и керосиновых фракций, а также тяжелых асфальтово-смолистых компонентов. В пластовых условиях плотность нефти зависит не только от ее состава, но и от температуры, давления, газосодержания и других факторов. Причем их влияние на плотность нефти может быть разноплановым. Например, с увеличением пластовой температуры плотность нефти уменьшается. Уменьшается плотность нефти с увеличением в ней растворенного газа. С ростом пластового давления плотность нефти уменьшается до достижения значений давления насыщения, а затем возрастает (рис. 4.2).

Имеются различные размерности, характеризующие плотность нефти. В системе единиц СИ (метрическая система) размерность плотности выражается в килограммах на кубический метр (кг/м3).
В нефтяной геологии, как правило, плотность нефти измеряют в системе СГС. В этой системе размерность плотности определяется в граммах на кубический сантиметр (г/см3).
В мировой практике для измерения плотности используют систему единиц, разработанную Американским Институтом Нефтяной Промышленности (American Petroleum Institute) совместно с Национальным Институтом Стандартов и Технологий (ANSI).
В этой системе плотность измеряют в градусах API (°API). Поэтому в нефтяной литературе, особенно в переводной, достаточно часто можно увидеть значения плотности нефтей в этой системе единиц. Для расчета плотности в °API разработана соответствующая формула, которую используют, в том числе, и для определения объемов нефти при проведении экспортно-импортных операций. Для удобства перевода плотности нефти из системы СГС в систему API и наоборот, существуют соответствующие графики (рис. 4.3) и таблицы (табл. 4.1).

В России, в соответствии с системой СГС, нефти подразделяются на следующие типы: очень легкие (до 0,800 г/см3), легкие (0,800-0,840 г/см3), средние (0,840-0,880 г/см3), тяжелые (0,880-0,920 г/см3) и очень тяжелые (более 0,920 г/см3).

Применительно к жидкостям различают динамическую и кинематическую вязкости. Динамическая вязкость - это сила сопротивления, которую необходимо преодолеть для перемещения двух слоев жидкости относительно друг друга, площадью 1 см2 каждый на 1 см со скоростью 1 см/с.
В системе измерения СГС динамическая вязкость измеряется в пуазах (г/см-с). В системе СИ единица измерения динамической вязкости - паскаль в секунду (Па-с), что подразумевает сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух смежных слоев площадью 1 м2 каждый, на расстояние 1 м со скоростью 1 м/с под действием приложенной силы в 1 Н.
Определение динамической вязкости вытекает из закона Ньютона (условные обозначения см. рис. 4.4):

Кинематическая вязкость - это отношение динамической вязкости к плотности нефти. В единицах системы СГС измеряется в стоксах (см2/с). В единицах системы СИ: 1x10в-4 м2/с.
В зависимости от состава и пластовых условий вязкость одних нефтей может быть менее 0,1 мПа-с и достигать значений ЮмПа-с и выше. Чем больше плотность нефтей, тем выше ее вязкость, и, соответственно, чем больше в ней содержится смолисто-асфальтеновых компонентов, тем нефть более тяжелая и вязкая. При равном числе углеродных атомов вязкость увеличивается в ряду: нафтеновые углеводороды — ароматические а затем метановые. Среди углеводородов одного гомологического ряда вязкость возрастает с ростом молекулярной массы. В пластовых условиях вязкость может быть значительно меньше, чем вязкость сепарированной нефти в основном за счет растворенного в нефти газа.
Вязкость нефти зависит от ее состава, давления и температуры (рис. 4.5).
Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений колеблется от 2 до 300 мм2/c (сСт) при 20 °C и для большинства нефтей обычно не превышает 40-60 мм2/c, Определение вязкости имеет большое значение при проектировании разработки нефтяных месторождений, методов воздействия на пласт, а также транспортировки нефти по трубопроводам.

Измерение вязкости проводятся на специальных приборах - вискозиметрах.
С вязкостью непосредственно связан еще один параметр нефти - ее текучесть, представляющий собой величину, обратную вязкости:

Важнейшее свойство нефти, во многом определяющее ее способность перемещаться (мигрировать) в системе пластовых флюидов, является поверхностное натяжение.
В системе единиц СИ поверхностное натяжение измеряется в дж/м2 или Н/м (ньютон на метр). В системе единиц СГС поверхностное натяжение измеряется в дин/см (в динах на см).
Поверхностное натяжение - это сила, с которой нефть сопротивляется изменению своей поверхности. Это свойство обусловлено молекулярноповерхностными свойствами нефти на границе различных фаз: нефти и газа, нефти и пластовых вод, нефти и поверхности твердого тела (коллектора). Внутри жидкости (нефти, воды) силы притяжения между молекулами взаимно компенсируются. В поверхностном слое сила компенсации отсутствует. Поэтому на поверхности молекулы обладают определенной потенциальной энергией. В связи с этим, поверхностное натяжение можно рассматривать как избыток свободной энергии, сосредоточенной на 1 см2 единицы поверхностного слоя на границе раздела фаз:

где σ - поверхностное натяжение; s - суммарная поверхность двух фаз.
Физико-химические свойства поверхностей раздела твердой (порода) и жидкой фаз (нефть, пластовая вода) и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей, в том числе гидрофильностью - способностью вещества смачиваться жидкостью и гидрофобностью - способностью вещества не смачиваться жидкостью.
Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 4.6).

Величина поверхностного натяжения нефти значительно меньше, чем у воды, что во многом определяет возможность ее продвижения по коллекторам во вмещающих породах (табл. 4.2).
Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, то есть способностью изменять свой объём под действием внешнего давления.
Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или коэффициентом объёмной упругости) β:

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Если нефть, не содержит растворённый газ, она обладает сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1). Лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа - повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1), В связи с этим с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа -возрастает. Коэффициент сжимаемости увеличивается также с ростом температуры.
Температура кипения нефти. Температура кипения нефти зависит от содержания в ней тех или иных компонентов и от их строения. Чем выше концентрация в нефти легких углеводородов, тем ниже ее температура кипения.

Температура плавления, температура застывания и теплота сгорания нефти.
Плавление - это процесс перехода вещества из твердой фазы в жидкую при повышении температуры до точки плавления. Этот процесс во многом зависит от состава вещества и давления. При постоянном внешнем давлении плавление чистого вещества происходит при постоянной температуре. В связи с тем, что в нефтях содержатся много различных по составу компонентов, температура плавления определяется как интервал температур.
Так, например, температура плавления нефти из верхнепермских отложений месторождения Кенкияк (Прикаспий) по данным И.Б. Дальяна и З.Н. Булекбаева составляет 49-51 °С.
Температура застывания - это процесс перехода вещества из жидкой фазы в твердую. За температуру застывания принимают температуру, при которой уровень нефти, помещенной в пробирку, при наклоне в 45° не изменяется. С практической точки зрения температура застывания - это условия, при которых жидкие нефти утрачивают такое свое качество, как текучесть, что весьма важно при расчетах технико-экономических показателей разработки месторождений, а также строительства трубопроводов. Наблюдается прямая зависимость температуры застывания нефти от содержания в ней твердых парафиновых углеводородов и обратная от концентрации в ней смол.
Встречаются нефти с плюсовой температурой застывания, для которых характерно значительное содержание твёрдых парафинов. Беспарафинистые нефти, как правило, имеют отрицательные температуры застывания.
Поэтому температура застывания нефтей колеблется в широких пределах. Так, например, большинство нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции имеют температуру застывания около 0 °C, а нефть месторождения Oxa (Сахалин) не застывает даже при температуре ниже -30 °С, что позволяет использовать ее для получения арктических масел.
В целом процесс плавления происходит с поглощением температуры, а процесс застывания - с выделением тепла.
Теплота сгорания (калорийность топлива) характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании весовой единицы вещества. Это - одно из важнейших свойств каустобиолитов: способность давать тепловую энергию. Теплота сгорания рассчитывается по формуле: H = Q/m, где Q -количество теплоты, выделившейся при сгорании массы (m) вещества. В среднем теплота сгорания нефти составляет 10400-11000 ккал/кг (43250-45500 Дж/кг).
Наибольшая теплота сгорания у газа и нефти. Значительно меньше -у торфа и горючих сланцев (табл. 4.3).

Теплоту сгорания определяют методом сжигания топлива в специальных аппаратах - калориметрических бомбах.
Растворимость и растворяющая способность нефти. Как правило, нефтям в тех или иных объемах сопутствует природный газ. Часть этого газа может быть растворена в пластовой нефти. Поэтому способность нефти растворять углеводородные газы является очень важным параметром при геохимических исследованиях, в нефтегазопромысловой геологии и разработке месторождений.
Теоретически в одном кубическом метре нефти может раствориться до 400 кубических метров газа. Практически объем газа (м3), растворенный в одном кубическом метре нефти редко превышает 100 м3/м3. Это соотношение называется газовый фактор. Газ находится в растворенном состоянии в нефти до достижения давления насыщения (давления, при котором из нефти начинают выделяться пузырьки газа). Если объем газа в залежи намного превышает объем нефти, то при температуре пласта 90-100 °C и давлении 200-250 атм часть жидких углеводородов нефти переходит в парообразное состояние и растворяется в газе. Этот процесс называется ретроградным (обратным) испарением.
При снижении пластового давления конденсат начинает выпадать в жидкую фазу. Этот процесс называется обратной конденсацией. Аналогичный процесс может произойти в процессе разработки газоконденсатного месторождения, если не соблюдается искусственное поддержание пластового давления. Ярким примером этого служит газоконденсатное месторождение Газли (Узбекистан), когда в процессе эксплуатации залежи без поддержания пластового давления в результате обратной конденсации образовалась искусственная нефтяная оторочка.
Нефть, как природный раствор (об этом мы уже говорили выше), обладает уникальной способностью солюбилизации или сорастворимости. Поэтому в ней в жидком состоянии присутствуют высокомолекулярные углеводороды, которые в нормальных условиях являются твердыми веществами, например метановые углеводороды (парафины) нормального строения C17 и выше.
Экспериментально доказано, что если в результате разгонки убрать из нефти средние фракции и соединить легкокипящие фракции с высококипящими, часть твердых веществ, в том числе твердых парафинов и смолистых компонентов, может выпасть в осадок — система сорастворимости будет нарушена.
Парафины присутствуют практически во всех нефтях и по их содержанию выделяются три группы нефтей: малопарафиновые (содержание до 1,5 %), парафиновые (1,5-6,05 %) и высокопарафиновые (более 6 %). В некоторых нефтях содержание парафинов достигает 15-20 %.
Растворимость нефти в воде очень мала и зависит от конкретных соединений, присутствующих в нефти, пластового давления и температуры, а также минерализации пластовых вод.
При прочих равных условиях наиболее трудно растворимы в воде нормальные алканы, легче растворяются ароматические углеводороды. Циклены (нафтеновые углеводороды) занимают промежуточное положение.
В целом, растворимость компонентов нефти в воде возрастает в ряду: алканы - цикланы - арены - смолы. Растворимость различных компонентов нефти в воде возрастает с ростом температуры. С увеличением давления и минерализации пластовых вод - падает.
Электрические свойства. Важнейшими параметрами, характеризующими электрические свойства растворов, являются электропроводность и электрическое сопротивление. Электропроводность - это способность вещества пропускать через себя электрические заряды под воздействием электрического поля. Электрическое сопротивление - свойство вещества препятствовать распространению электрического тока. Удельное электрическое сопротивление в системе единиц СИ выражается в Ом*м. Чем выше значения удельного электрического сопротивления, тем хуже вещество пропускает через себя электрический ток. Так, например, удельное электрическое сопротивление пластовых вод нефтяных месторождений составляет в среднем 0,05-1,00 Ом*м, а дистиллированной воды - 10d-3 Ом*м. Нефть обладает высоким удельным сопротивлением: 10d10-10d14 Om*m и является диэлектриком.
На этих свойствах нефти, пластовых вод и вмещающих пород базируется один из методов геофизических исследований скважин - электрический каротаж, то есть дифференциация горных пород и полезных ископаемых по удельному электрическому сопротивлению. Этот метод был впервые разработан в 1926 году братьями Шлюмберже.
На отличиях в электрических свойствах веществ базируются также некоторые другие полевые геофизические методы, в частности электроразведочные работы.
Оптические свойства. Нефти оптически активны, то есть обладают способностью вращать плоскость поляризованного луча света, преломлять световые лучи, люминесцировать и др.
Большинство нефтей вращают плоскость поляризованного света вправо, хотя известны некоторые нефти, вращающие плоскость поляризованного света влево.
Это качество унаследовано нефтью от исходного органического вещества пород, поскольку образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для биологических систем.
Установлено, что основными компонентами, определяющими оптическую активность нефти, являются высокомолекулярные полициклические углеводороды - стераны и тритерпаны (об углеводородном составе нефтей мы расскажем ниже).
Исследования показывают, что имеется прямая зависимость между возрастом нефти и углом поворота поляризованного луча: чем моложе нефть, тем больше угол поворота.
При изучении физических свойств нефтей большое значение имеет изучение показателя преломления (коэффициент рефракции). Величина показателя преломления зависит от длины волны падающего света и температуры. Практическое применение показателя преломления при изучении такого сложного раствора, как нефть, ограничено, но он является надёжной характеристикой чистоты индивидуальных соединений и сохраняет своё значение для изучения отдельных компонентов нефти и ее фракций. Величина показателя преломления зависит от относительного содержания углерода и водорода в нефти или ее фракциях. В гомологических рядах показатель преломления растет от метановых углеводородов (n = 1,3575-1,4119) к нафтеновым, и далее к ароматическим (n = 1,4200— 1,5011).
Изменение показателя преломления широко используется в аналитических работах. Так, при необходимости отделить метановые + нафтеновые углеводороды от ароматических, находящихся во фракции НК-200 °С, границу разделения определяют по изменению показателя преломления. Показатель преломления определяют на специальных приборах - рефрактометрах при температуре 20 °С.
Нефти обладают таким свойством, как флюоресценция (один из видов люминесценции) - явлением свечения нефти после освещения ее светом, что зрительно фиксируется наличием радужной окраски поверхности в отражённом свете. Это свойство нефти мы очень часто наблюдаем в повседневной жизни, когда видим на поверхности обыкновенной лужи радужные разводы от пролившихся нефтепродуктов.
При облучении нефти ультрафиолетовыми лучами нефть светится различными оттенками цвета - люминисцирует. Легкие нефти обычно интенсивно светятся голубым цветом. Тяжелые нефти - желтовато-бурым, что обусловлено, главным образом, наличием в них высокого содержания смол, асфальтенов и порфиринов. На этих свойствах нефти основаны различные методы исследований, в частности: люминисцентно-битуминологический анализ органического вещества пород, люминисцентная микроскопия и люминисцентная спектроскопия. Эти методы обладают высокой чувствительностью, экспрессивностью и простотой проведения анализов. Поэтому они широко используются в геохимии на начальном этапе проведения геохимических работ.
Средняя молекулярная масса большинства нефтей равна 250-300.
Мы ознакомились, какими физико-химическими свойствами обладают нефти. Теперь нам необходимо вспомнить об очень важных показателях состава нефтей. Это элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородный составы нефтей.

К основным физико-химическим свойствам нефтепродуктов, так пли иначе влияющим на технологию их приема, хранения и отпуска, относятся плотность, вязкость, температура застывания, испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация и токсичность.

Плотностью называют величину, численно равную массе нефтепродукта в единице его объема. Плотность измеряется в граммах на кубический сантиметр, килограммах на кубический метр, тоннах на кубический метр. В отдельных случаях пользуются относительной плотноностыо , численно равной отношению плотности нефтепродукта при 20 °С к плотности воды при 4 °С.

Плотность различных нефтепродуктов при 20 °С (293 К) находится в пределах (кг/м 3 ): бензины — 700-780, дизельные топлива — 830-860, реактивные топлива — 755-840, котельные топлива — 870-900, масла —880-915, мазуты — 940-970.

Плотность нефтепродуктов при произвольной температуре Т может быть рассчитана по формуле

где ρ₂₉₃ — известная величина плотности при температуре 293 К, кг/м 3 ; ζ — температурная поправка плотности, (кг/м 3 • град), равная

ζ = 1,825 0,001315 • р₂₉₃

Под вязкостью понимают силу сопротивления смещению одного слоя жидкости относительно другого. Чем больше вязкость, тем меньше текучесть нефтепродукта.

Для маловязких жидкостей, относящихся к ньютоновским, достаточно знать кинематическую и динамическую вязкость при соответствующей температуре. К таким жидкостям относятся светлые нефтепродукты, а также мазуты и масла при высоких температурах.

Кинематическая вязкость ньютоновских жидкостей при температуре Т может быть вычислена с использованием одной из формул:

где а, в — эмпирические коэффициенты, равные

v₁, v₂, v_* — кинематическая вязкость нефтепродукта при температурах T 1 Т 2 , Т_* соответственно; и — коэффициент крутизны вискограммы, определяемый по известным значениям кинематической вязкости нефтепродукта при двух температурах, т.е

Исходная формула Вальтера путем простых алгебраических преобразований может быть приведена к более удобному для вычислений виду

где А_т — расчетный числовой коэффициент

Кинематическая вязкость исчисляется в м 2 /с, а также Стоксах (1 Ст = см 2 /с) или их производных, которые связаны между собой соотношениями:

1 сантиСтокс(сСт)= 1 мм 2 /с = 10 -2 Ст = 10 -6 м 2 /с

Динамическая вязкость жидкости в гидравлических расчетах, как правило, не используется. Поэтому если она задана, то ее следует пересчитать в кинематическую, используя соотношение

где μ_T — динамическая вязкость нефтепродукта при температуре Т

Единицей измерения динамической вязкости в системе СГС является Пуаз (Пз) или кратный ему сантиПуаз (сПз). В системе СИ динамическая вязкость измеряется в Паскаль-секундах (Па-с) или ее производных, например, миллиПаскаль-секундах (мПа-с). Эти единицы измерения связаны между собой соотношениями:

1 мПа-с = 10 -3 Па с = 1 сПз = 10 -2 Пз .

В нефтебазовом деле нередко пользуются так называемой условной вязкостью. Ею называют отношение времени истечения 200 мл нефтепродукта, измеренного в вискозиметре типа ВУ при заданной температуре, ко времени истечения такого же количества дистиллированной воды при 20 °С. Для пересчета условной вязкости в кинематическую используют эмпирическую формулу Уббелоде

К неньютоновскям относятся жидкости, для которых кривая зависимости напряжения сдвига т_н от градиента скорости сдвига (dw/drf (кривая течения) выходит не из начала координат и/или имеет нелинейный характер

Зависимость напряжения сдвига от скорости для различных жидкостей:
1 — ньютоновских; 2 — пластичных (бингамовских); 3 — псевдопластичных; 4 — дилатантных

Этим они отличаются от ньютоновских жидкостей, у которых кривая течения 1 представляет собой прямую линию, выходящую из начала координат и описываемую уравнением

где μ - динамическая вязкость жидкости.

Все неньютоновские жидкости делятся на три типа: пластичные, псевдопластичные и дилатантные. Кривая
течения пластичной жидкости 2 при |dw/dr| = 0 выходит из точки τ₀ на оси ординат и представляет собой прямую линию. Для начала течения такой жидкости в трубопроводе диаметром D и длиной L необходимо создать перепад давления ΔP=τ₀·π·D·L

Кривая течения пластичных жидкостей описываются уравнением

где т₀ начальное напряжение сдвига;η — пластическая вязкость

Уравнение выше называется также уравнением Шведова Бингама, поэтому пластичные жидкости также нередко называют бингамовскими.

Кривая течения псевдопластичных жидкостей выходит из начала координат и постепенно переходит в прямую. На криволинейном участке она описывается уравнением

где К — характеристика консиетентности; n — индекс течения

динамической вязкости, а величина п безразмерна.

Кривая течения дилатантных жидкостей 4 также описывается уравнением (1.11). Но в отличие от псевдопластичных жидкостей, для которых п 1.

Формулы для гидравлического расчета течения неньютоновских жидкостей относительно сложны. Поэтому этот расчет выполняют по тем же формулам, что и для ньютоновских жидкостей, используя эффективную кинематическую вязкость v_эф= μ_эф/р, где эффективная динамическая вязкость при условиях перекачки μ_эф находится как

Расчетное значение градиента скорости при расходе жидкости Q в трубе радиусом R равно

В отличие от динамической вязкости μ эффективная динамическая вязкость μ_эф при неизменной температуре зависит от расхода жидкости, уменьшаясь по мере его увеличения.

Еще раз подчеркнем, что в зависимости от температуры один и тот же нефтепродукт может быть как ньютоновским, так и неньютоновской жидкостью. Так, ньютоновское поведение сохраняют при температуре: мазут М-100 — выше +35 С, трансмиссионные масла — выше +10 °С, автомобильные масла АС-10 — выше 0 С и т.д.

Температурой застывания T_з называется наивысшая температура, при которой нефтепродукт теряет свою подвижность. Для определения величины Т_з его наливают в пробку стандартных размеров и охлаждают. Далее, наклонив пробирку на 45°, ее содержимое нагревают. В качестве Т_з принимают наивысшую температуру, при которой уровень нефтепродукта в пробке остается неподвижным в течение 1 мин.

Величина температуры застывания прямо пропорциональна содержанию смол и парафинов в нефтепродукте.

Испаряемостью называется свойство нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородной жидкости происходит при любой температуре до тех пор, пока газовое пространство над ней не будет полностью насыщено углеводородами.

Согласно закону Дальтона давление в газовом пространстве (ГП) резервуаров Р_г равно сумме парциальных давлений воздуха Р_в и паров нефтепродукта Р_у, т.е. Р_г = Р_в + Р_у. Если ГП полностью насыщено углеводородами,
то Р_у = P_s — давлению насыщенных паров нефтепродукта при условиях хранения.

Величина P_s зависит от давления насыщенных паров по Рейду Р_R, температуры Т и соотношения объемов паровой и жидкой фаз в резервуаре W. Величина P_R определяется экспериментально при Т = 311К и W = 4. Для нахождения P_s рекомендуются формулы:

■ для других нефтяных топлив

где b_s — эмпирический коэффициент; F(W) — поправка, учитывающая влияние соотношения фаз на давление насыщенных паров

Физические и химические свойства, природа происхождения нефти давно интересует ученых. Благодаря успешному изучению физико-химических свойств нефти, человечество получило возможность открывать новые месторождения этого полезного ископаемого, находить ему новое применение и получать максимальный эффект от использования.

Характеристика нефти в глубинных пластах и на поверхности земли сильно отличаются, так как в первом случае она подвергается воздействию экстремальной температуры и высокого давления.

Хотя сегодня мало кто сомневается в органической природе нефтепродуктов, сторонники их минерального происхождения не сдаются. Родоначальником теории о неорганической природе нефти является Д. И. Менделеев. На основе состава нефти он выдвинул гипотезу об ее минеральном происхождении и вывел химическую формулу, согласно которой под воздействием высокой температуры на больших глубинах земли может происходить процесс синтеза углеводородов в результате взаимодействия воды и карбида металлов.

Позднее немецкий ученый К. Шорлеммар, изучая нефть и ее свойства, обнаружил в составе образцов из Пенсильванских месторождений предельные углероды метанового ряда. В 1861 году А. М. Бутлеров представил подробное разъяснение о строении углеводородов, составе и физических свойствах нефти.

Химический состав и формула

В этом разделе рассматриваются основные химические свойства нефти. Постараемся узнать, имеется ли определенная химическая формула нефти. Предельно важными характеристиками для исследования являются: элементарный, фракционный и углеводородный состав нефти.

Начиная изучать химический состав нефти, исходим из ее определения. Нефть – это смесь углеводородов, молекулы которых содержат в своем составе примеси кислорода, серы, азота с чистыми углеводородами (т.е. не содержащими примеси других химических элементов).

Фракционный состав

Качественные показатели сырья определяются лабораторным путем при ее ректификации. Этот процесс основан на разделении первичного сырья на фракции при нагревании. Каждая фракция имеет определенную температуру кипения, после которой она начинает испаряться. Различают следующие виды фракций:

Легкие. К таковым относят петролейные и бензиновые фракции с предельной температурой выкипания до 140 °С (при атмосферном давлении).
Средние. Их получают путем перегонки при атмосферном давлении. К этим нефтям относят керосиновые, дизельные, лигроиновые фракции, выкипающие в диапазоне температур от 140 до 350 °С.
Тяжелые. Подлежат только вакуумной перегонке. При температуре 350-500 °С получают вакуумный газойль, более 500 °С – гудрон.

Легкие и средние фракции относятся к светлым дистиллятам, тяжелые фракции называют мазутом. Обычная нефть содержит 31 % бензина, 10 % керосина, 15 % дизельного топлива, 20 % масел, 24 % мазута.

Групповой углеводородный состав

Согласно исследованиям групповой состав нефти можно выразить тремя большими соединениями углеводородов:

предельных;
непредельных;
ароматических.

Предельные углеводороды

Очень часто их называют метановыми из-за простого строения, а химическое название группы – алканы. Формула метана по структуре напоминает амебу – в качестве ядра выступает атом углерода, роль протоплазмы играют 4 атома водорода. Цепочку структуры алканов нормального строения можно выразить по формуле CnH2n+2, т.е. каждый последующий углеводород будет иметь больше предыдущего на 1 атом углерода, окруженный оболочкой из атомов водорода. Представители этого ряда встречаются как в газообразном виде – СН4-С4Н10, так и в жидком состоянии – С5Н12-С17Н36. Начиная с С18Н38, углеводороды обретают вид кристалла, входящего в состав парафина. Отсюда происходит их название – парафиновые углеводороды.

Наличие изомеров можно назвать их отличительной особенностью. Начиная с 4-го по порядку члена, углеводороды имеют одинаковые формулы, но отличаются по строению молекул. При этом главный член ряда построен в виде несложной цепочки, а изомеры имеют ветвистую цепь.

Непредельные углеводороды

Они имеют структуру по формуле CnH2n. Они представляют собой циклические насыщенные углеводороды, у молекул которых не достает 2-х атомов водорода. Эти углеводороды называются нафтеновыми кислотами или алкенами. В природной нефти они отсутствуют, их образование связано со вторичной обработкой сырья. Нафтены могут иметь несколько колец. Этим объясняется название полициклических аренов (ароматических углеводородов) со структурными формулами CnH2n2, CnH2n_4. Эта группа углеводородов имеет и другое название – циклопарафины в связи с тем, что их кольца способны удерживать вокруг себя цепочки метановых углеводородов. Этим вызваны их большая плотность, высокая температура кипения и плавления в сравнении с метановыми углеводородами. Циклопарафины легко вступают во взаимодействие с галогенами и кислородом. В обычных условиях они находятся в жидком состоянии.

Ароматические углеводороды

От соотношения этих 3-х групп углеводородов происходит название нефти: метановый, нафтеновый или ароматический. Возможно и комбинированное название, если в составе нефти к преобладающей группе имеется не менее 25% другого углеводорода. Например, метанонафтеновый бензин.

Элементарный состав

Хотя существует множество видов углеводородов, элементарный состав нефти не отличается многообразием. Элементный состав нефти состоит из следующих компонентов:

углерода – 83-87%;
водорода – 11-14%;
смолисто-асфальтовых веществ – 2-6%.

Последние из перечисленного компонентного состава нефти представляют собой органические соединения углерода, водорода, серы, азота и различных металлов. К ним можно отнести нейтральные смолы, асфальтены, карбены и карбоиды.

При сгорании нефти образуется зола, но на ее долю приходится сотые доли процента. Она состоит из оксидов различных металлов. В нефти имеется небольшое количество сероводорода. Взаимодействуя с металлами, сера вызывает очень сильную коррозию. Она имеет резкий запах. Различают несколько групп нефти по содержанию серы: несернистые (до 0,2 %), малосернистые (0,2 — 1,0 %), сернистые (1,0 — 3,0 %), высокосернистые (более 3 %). Азот является безвредной и инертной примесью, его доля составляет не более 1,7 %.

Физические свойства

Различают следующие основные физические свойства нефти: плотность, вязкость, сжимаемость и другие.

Плотность определяется как соотношение массы к объему. Различают легкую и тяжелую нефть, в зависимости от того по какую сторону она находится от плотности 900 кг/м3. Газовые конденсаты, бензин, керосин относятся к легкой, а мазут к тяжелой нефти.

Электрические свойства

Рассматривая электрические свойства нефти необходимо отметить, что во многом они зависят от ее состава. Безводная нефть является диэлектриком, парафины могут выступать в качестве изоляторов, а некоторые масла годятся для заливки трансформаторов. Она также способна удерживать и накапливать электрические заряды, возникающие от ее трения об стенки резервуаров. Эту способность можно отнести к вредным и опасным свойствам нефти, создающим угрозу возникновения пожара от малейшей искры.

Кроме того, определенный интерес вызывают реологические свойства нефти. При определенных условиях некоторые ее виды обладают свойством самопроизвольного повышения прочности с течением времени. К таковым можно отнести нефть с большим содержанием парафинов и асфальто-смолистых веществ. Неньютоновская жидкость не обладает реологическими свойствами.

Вязкость нефти

Вязкость нефти определяется ее подвижностью, т.е. способностью сопротивляться перемещению частиц относительно друг друга. Другим словом, вязкость это свойство, которое отвечает на вопрос, какое ее свойство используют в первую очередь, перекачивая по нефтепроводу. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Первая из них зависит от времени и измеряется в паскалях секундах. Кинематическая вязкость характеризует ее изменение в зависимости от температуры.

Нефть — это органический продукт, который образовался в результате распада организмов и растений, существовавших на планете миллионы лет назад. Профессора и ученые утверждают, что животные и растения оставались на дне морей и заливов, покрывались слоями отложений до того, как начинался процесс разложения. Анаэробные бактерии воздействовали на останки, что впоследствии привело к образованию нефти и газа.

Образование топлива

Между распадающимися органическими останками и солями в воде и грязи происходили химические реакции. При этом реакции могли существенно различаться в разных точках земного шара. Это можно объяснить тем, что животные и растения бывают разные, да и реакции тоже.

Останки продолжали распадаться, покрываясь все более толстым слоем различных отложений, которые приносились речным потоком. Все это длилось в течение миллионов лет. Постепенно из остатков формировались углеводороды, образовалось полезное ископаемое. Как только слой нарастал, повышались давление и температура, что приводило к ускорению процесса образования горючего полезного ископаемого.

Иногда нефть и газ выходили наружу благодаря разломам в непроницаемых породах. Далее некоторая часть продукта испарялась в атмосферу, остатки же образовывали смолообразные плотные вещества. Таким образом возникали целые озера битумов, которые затем находили люди. Иногда люди сами рыли котлованы для добычи и использования битумов.

Применение нефти

Несмотря на то что история нефти насчитывает миллионы лет существования, добывать и применять ее в промышленных масштабах человечество научилось относительно недавно.

Некоторые источники говорят, что люди применяли нефтяные продукты на протяжении многих веков. Нефть и битум стали известны еще в древние времена. Некоторые народы использовали их в лечебных целях, другие в религиозных. В трудах Геродота и римского инженера Витрувия упоминается битум. На протяжении тысяч лет его применяли как водонепроницаемый материал при строительстве трубопроводов, судов и другого.

Полноценным источником энергии ресурс стал только в XIX веке. В то время в качестве топлива для освещения использовался китовый жир, которого не хватало. Нужен был новый энергетический источник. В 60-х годах XIX века в Соединенных штатах Эдвин Дрейк вырыл первую нефтяную скважину. Есть информация, что первую скважину все-таки откопали в 1846 году недалеко от Баку. Сделали это по предложению инженера Семенова Ф. А.

Постепенно нефть стала применяться в больших масштабах. Сначала был изобретен двигатель внутреннего сгорания, для которого потребовалась бензиновая фракция вещества. Далее был расцвет авиации, нуждавшейся в особо качественном топливе. В 40-х годах прошлого столетия появилось синтетическое производство. Нейлон и полиэтилен тоже стали производить из нефти.

Составные компоненты

Чтобы узнать формулу в химии, нужно понять, что нефть является сложной смесью углеводородов с малым содержанием следующих веществ:

Внешне она маслянистая, черная, флюоресцирующая на свету. При горении выделяет тепловую энергию.

Углеводороды могут иметь разное число атомов углерода в молекулах и разные виды соединения с водородом. В зависимости от молекулярных структур углеводороды делят на прямые соединения с неразветвленными цепями и циклические. Кроме того, углеводороды относятся к определенным семейств, точнее, их всего два — парафины (в международном сообществе они называются алканы) и олефины (алкены).

Углеводородные молекулы могут расщепляться на мелкие структуры или образовывать более длинные. Молекулярная форма может тоже изменяться или модифицироваться путем присоединения других атомов. Благодаря этому углеводороды считаются очень полезным компонентом при производстве различных материалов.

Как уже говорилось, нефть в разных концах земли, и даже на разной глубине одного и того же месторождения может состоять из различных углеводородов и других веществ. Именно поэтому ее внешний вид и даже характеристики могут заметно различаться — от светлой летучей консистенции до густого черного масла. Причем некоторые типы настолько вязкие, что их с трудом выкачивают.

Химический состав и физические свойства

Химический состав вещества в основном составляют парафины, нафтены, ароматики и непредельные углеводороды вместе с примесями: серы, азота и кислородсодержащих соединений. К физическим свойствам можно отнести:

Фракционный состав.
Температуру.
Относительную плотность.
Температуру вспышки и другие.

Добываемое из скважин вещество называют сырым. Хоть состав вещества и различается в разных местах, пять химических элементов присутствуют во всех видах: углерод, водород, кислород, азот, сера. Больше всего в нефти углерода и водорода — около 90% (84—87% первого и 11−14% второго), остальные три элемента присутствуют в количестве 5−8%.

Зола содержит никель, ванадий, серебро, натрий, медь, алюминий и другие. Однако золы при сжигании образуется совсем немного — сотые доли процента.

Физические свойства залегающей нефти сильно отличаются от дегазированных видов. Это происходит из-за того, что в пластовых условиях высокое давление, немалая температура, а также есть растворенный газ, которого может быть около 400 кубических метров на 1 м³ нефти.

В обычных условиях плотность вещества колеблется от 700 до 1 тыс. кг/ м³. По плотности все ресурсы делятся на три класса:

Легкие (до 860 кг/ м³).
Средние — до 900 кг/ м³.
Тяжелые — все остальные.

При определении плотности обычно пользуются относительным вариантом. Он представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 градусов по Цельсию к плотности воды при 4 градусах. Средние показатели плотности колеблются в промежутке 0,82−0,92.

Есть и исключения: дистилляты фракционирования с плотностью 0,76, тяжелые и густые остатки фракционирования с плотностью выше 1.

Температура застывания и плавления бывает разной. Чаще всего вещества находятся в жидком состоянии, но бывают случаи, когда они застывают при небольшом охлаждении. Если в них находятся много парафинов, то температура застывания повышается. Прямо противоположно на застывание действуют смолистые компоненты.

Немаловажным технологическим свойством нефти является вязкость. Это свойство учитывают при оценке скорости фильтрации, при определении вида вытесняющего агента, при выборе насоса. Кроме того, это свойство определяет масштабы перемещения нефти и газа. Вязкость бывает трех видов: динамическая, кинематическая и относительная.

Оптические свойства вещества тоже неоднозначны. Цвет считается одним из самых надежных способов определения качества. Состав нефти влияет на то, каким цветом будет вещество: черным, красноватым или светло-желтым. Сами углеводороды бесцветны, но смолисто-асфальтеновые соединения — нет. Чем их больше, тем нефть чернее.

Нефтяные месторождения

Самые крупные месторождения находятся в Саудовской Аравии, Казахстане, России, США и Иране. Однако бывает так, что некоторые страны не имеют средств на покупку оборудования и продают месторождения за копейки.

Не все залежи нефти можно считать месторождениями. Например, если ископаемых слишком мало, то бурить скважину попросту невыгодно. Занимаемые топливом площади могут колебаться от десятков до сотен километров. В общем, месторождения делят на следующие группы:

Мелкие — меньше 10 миллионов тонн.
Средние — от 10 до 100 миллионов тонн.
Крупные — 100 млн — 1 млрд тонн.
Крупнейшие — от 1 до 5 млрд.
Супергигантские — больше 5 млрд тонн.

В Российской Федерации имеется больше 20 точек, где добывают нефть. Ежегодно их число увеличивается, однако в последнее время не такими большими темпами, как раньше. Бо́льшая часть скважин находится в арктических морях. Конечно, из-за природных условий добыча затрудняется.

Крупнейшим месторождением в нашей стране является Уренгойское. По размерам оно находится на втором месте в мире. Природного газа здесь около 10 триллионов м³, нефти чуть меньше. Располагается оно в Ямало-Ненецком автономном округе. Назвали его в честь небольшого поселения поблизости. Открыли его в 1966 году.

В Башкирии, у города Туймазы есть одноименное месторождение, открытое еще до войны. Нефть здесь залегает на глубине всего в 1−2 км. Впервые добывать ее начали в 1944 году и до сих пор продолжают это делать. Благодаря передовым методам добычи нефтяникам удалось добыть на 40−50% больше нефти, чем предполагалось.

Немалые запасы полезных ископаемых есть и в Иркутской области, в тайге. Первоначально здесь обнаружили природный газ и жидкий газовый конденсат, но затем нашли нефть. Осуществляется добыча также в Красноярском крае, на Ванкорском месторождении. Его трудно назвать чисто нефтяным, так как здесь преобладают запасы природного газа. Все перечисленные месторождения делают Россию одним из лидеров по запасам и добыче нефти.

Подводя итоги, можно сказать, что нефть является уникальным ресурсом окружающей природы и имеет огромное значение для всего человечества.

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.

Физические свойства нефтепродуктов определяются преобладающим содержанием отдельных углеводородов. К примеру, смолы, парафины и асфальтены отвечают за повышенную вязкость. Особенно это явление заметно при низких температурах эксплуатации.

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.

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.

Читайте также: