Автор: Пользователь скрыл имя, 16 Ноября 2014 в 20:22, реферат
Нефти – это природные маслянистые горючие жидкости со своеобразным запахом. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей в большинстве случаев бурый и темно-коричневый (до черного), реже желтый и зеленоватый и совсем редко встречается почти бесцветная, так называемая «белая нефть». Цвет нефтей зависит от растворенных в них смол
Оглавление
Нефти – это природные маслянистые горючие жидкости со своеобразным запахом. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей в большинстве случаев бурый и темно-коричневый (до черного), реже желтый и зеленоватый и совсем редко встречается почти бесцветная, так называемая «белая нефть». Цвет нефтей зависит от растворенных в них смол. Нефть представляет собой смесь жидких углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических), в которой растворены газообразные и твердые углеводороды. В незначительных количествах она содержит серные и азотные соединения, органические кислоты и некоторые другие химические соединения.
В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:
1) Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17–С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.
2) Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.
3) Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%.
4) Гетероатомные соединения – неуглеводородные компоненты, в состав молекул которых кроме углерода и водорода входят кислород, азот, сера и различные металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют "смолисто-асфальтеновыми веществами". На их долю приходится до 15%.
В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д.
Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-550°С и выше. Различают следующие фракции нефти:
Анализ нефтей с выделением индивидуальных соединений требует много времени. В технологических расчетах при определении качества сырья, продуктов нефтепереработки и нефтехимии часто пользуются данными технического анализа, который состоит в определении некоторых физических, химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов. С этой целью используют следующие методы, в комплексе дающие возможность охарактеризовать товарные свойства нефтепродуктов в различных условиях эксплуатации, связать их с составом анализируемых продуктов, дать рекомендации для наиболее рационального их применения:
Нефти различаются по плотности, т.е. по массе, содержащейся в единице их объема. Если в сосуд с нефтью налить воду, то, за исключением редких случаев, нефть всплывает. Обычно она легче воды. Плотность нефти, измеренная при 20°С, отнесенная к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной плотностью нефти. Определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение относительной плотности, используя коэффициент объемного расширения, значения которого приводятся в справочной литературе. Относительная плотность нефтей колеблется в пределах 0,5–1,05 кг/дм 3 (обычно 0,82–0,95). Нефти с относительной плотностью до 0,85 называются легкими. Своей легкостью они обязаны преобладанию в их составе метановых углеводородов. Относительную плотность от 0,85 до 0,90 имеют средние нефти, а свыше 0,90 – тяжелые. В тяжелых нефтях содержатся преимущественно циклические углеводороды.
Рис.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления
Плотность нефти зависит от многих факторов: химической природы входящих в нее веществ, фракционного состава, количества смолистых веществ, количества растворенных газов и других. Плотность нефти зависит и от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с ее увеличением. Исключения из этого правила объясняют вторичными явлениями, например, миграцией легких нефтей в более высокие горизонты залегания.
При определении плотности нефтей и нефтепродуктов обычно пользуются несколькими методами: с помощью ареометров (нефтеденсиметров), методом взвешенной капли, с помощью гидростатических весов, пикнометрическим методом (наиболее точный).
В сочетании с другими показателями (коэффициент преломления, молекулярная масса) плотность используется для определения углеводородного или структурно-группового состава нефтяных фракций.
При добыче и транспортировке нефти большое значение имеет такое ее свойство, как вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление (трение) отдельных частиц жидкости движению общего потока.
Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:
, где
А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа)
F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;
dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);
dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).
Рис.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга.
Вязкость в системе СИ измеряется в [Па×с].
Рис. 3. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления и температуры
У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. Она уменьшается также с повышением температуры, так как при этом увеличивается расстояние между молекулами. Поэтому при добыче и дальнейшей транспортировке по трубопроводам тяжелые нефти требуют подогрева. При 80–100°С вязкость тяжелых нефтей приближается к вязкости легких.
Для характеристики вязкости нефтей и нефтепродуктов на практике наиболее широко используется кинематическая вязкость, равная отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения.
,
Единицы измерения кинематической вязкости:
- система СИ – [м2/с]
- система СГС – [Стокс].
Вязкость очень сильно зависит от температуры, поэтому всегда указывается температура ее определения. Вязкость нефти при 50°С колеблется в пределах 1,2–55 сСт (сантистоксов) и зависит от ее химического и фракционного состава, содержания асфальто-смолистых веществ. Чем легче фракционный состав нефти и чем выше ее температура, тем ниже вязкость; чем больше асфальто-смолистых веществ, тем она выше.
Поверхностным натяжением (плотностью поверхностной энергии) называется отношение работы, требующейся для увеличения площади поверхности, к величине этого приращения плотности. Для различных нефтей поверхностное натяжение на границе с воздухом колеблется в пределах 25–30 мН/м. Нефтепродукты, слабо очищенные от полярных примесей, имеют низкое поверхностное натяжение на границе с водой. Для хорошо очищенных бензинов и масел (медицинское, трансформаторное) значения поверхностного натяжения составляют до 50 мН/м. Что касается зависимости поверхностного натяжения нефтепродуктов от их химического состава, то при одинаковом числе углеродных атомов в молекуле (С 6) наибольшим поверхностным натяжением при температуре 20°С обладают ароматические углеводороды, наименьшим – метановые, а нафтеновые и олефиновые углеводороды занимают промежуточное положение.
Поверхностное натяжение углеводородов и нефтяных фракций является линейной функцией температуры. С повышением температуры оно уменьшается и при критической температуре равно нулю. С увеличением давления поверхностное натяжение в системе газ – жидкость уменьшается.
Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) βн:
Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора.
Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.
С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности.
Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):
Застывание и плавление, загустевание и размягчение, испарение, кипение и перегонка
У нефтей и нефтепродуктов, как у сложных смесей, нет одной какой-либо точки застывания или точки плавления. Для них характерно наличие лишь температурных интервалов как застывания, так и плавления. Застывание и плавление нефтепродуктов всегда сопровождаются промежуточными стадиями – загустеванием и размягчением. Жидкая нефть обычно застывает около –20°С, но иногда она загустевает даже при незначительном охлаждении (температура приблизительно +11°С). Чем больше содержание в нефти твердых парафинов, тем при сравнительно более высокой температуре она застывает.
Наименьшую температуру застывания (до –80°С и ниже) имеют бензины, затем – в порядке возрастания этой температуры – располагаются керосины, легкие и тяжелые масла.
Природные вещества могут находиться в четырех агрегатных состояниях: твердом, жидком, газообразном и плазме. Каждое агрегатное состояние характеризуется определенной внутренней структурой вещества и соответственно определенными свойствами. При переходе из твердого состояния в жидкое происходит плавление, при переходе из жидкого в газообразное – испарение. В твердом теле молекулы вещества колеблются относительно своих положений равновесия в кристаллической решетке. Если кристаллу сообщить энергию, колебания усиливаются и кристаллическая решетка может разрушиться. Фазовый переход из твердого состояния в жидкое происходит при определенной, зависящей от давления температуре. Обычно температура плавления повышается с возрастанием давления.
В жидкостях молекулы связаны между собой молекулярными силами сцепления. При подводе энергии к жидкости тепловое движение молекул усиливается и эти силы уже не могут удержать молекулы в жидкости. Фазовый переход из жидкого в газообразное состояние происходит при определенной (сильно зависящей от давления) температуре, называемой температурой кипения.
С явлением испарения нефтей и нефтепродуктов приходится считаться главным образом при их хранении и транспортировке.
Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой весьма сложные смеси различных углеводородов и неуглеводородных соединений с разными температурами кипения, то речь может идти лишь о температурных пределах, в которых выкипает та или иная смесь. Температура кипения нефти колеблется в интервале 50–550°С.
Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные ее компоненты переходят в газообразное состояние при различной температуре кипения.
Легкие нефти вскипают при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С. Самая высокая температура кипения у парафинов, поэтому при понижении температуры они выпадают из нефти в осадок. При извлечении нефти из высокотемпературных пластовых условий на земную поверхность по стволу буровой скважины парафины откладываются на стенках труб.
Различие температур кипения углеводородов, входящих в состав нефтей, широко используется на практике для разделения нефти на температурные фракции (франц. «фрактьон» – доля, часть от лат. «фракцио» – излом, ломание). Так, при нагревании нефти до 180–200 °С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200–250 °С – лигроиновой, при 250–315 °С – керосиновогазойлевой и при 315–550 °С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6–10 атомов углерода.
Обычно нефти плотностью менее 0,9 начинают кипеть при температуре, которая ниже 100°С. Температура начала кипения нефти зависит от ее химического состава. Так, при одной и той же плотности нафтеновые и ароматические углеводороды кипят при более низкой температуре, чем метановые.
С водой ни нефти, ни нефтяные углеводороды практически не смешиваются, а их взаимная растворимость очень мала и не превышает сотых долей процента. Однако следует различать растворимость нефтепродуктов и углеводородов в воде и, наоборот, растворимость воды в нефтепродуктах и нефтяных углеводородах. Растворимость нефтепродуктов в воде крайне низка и уменьшается от бензинов к более тяжелым продуктам – керосинам и смазочным маслам. С повышением температуры (до критической) она увеличивается. В нефтяных углеводородах вода растворяется в незначительном количестве – от 0,003 до 0,13% (мас.) при 40°С. В наибольшем количестве вода растворяется в непредельных углеводородах. Близки к последним по растворяющей способности и ароматические углеводороды. Наименьшее количество воды растворяют метановые углеводороды. С увеличением молекулярной массы растворяющая способность всех углеводородов в отношении воды уменьшается.
Информация о работе Химический состав и физические свойства нефтей