Основные показатели, характеризующие
состав и свойства нефти.
Нефть
это жидкий горючий минерал, распространенный в осадочной оболочке Земли. По
составу нефть представляет собой сложную смесь углерода, водорода и соединений,
содержащих помимо углерода и водорода гетероатомы- кислород, серу и азот[1].
Содержание углерода и водорода в различных нетях колеблется в сравнительно
узких пределах и составляет в среднем для углерода 83,5-87 % и для водорода
11,5-14%. Повышенное соотношение водорода к углероду и объясняет жидкое
состояние нефти. В сумме содержание S,O,N-
2-3%. Как видно из таблицы 1, имеются нефти, состоящие почти целиком из
углерода и водорода. Азота в нетях (0,001-0,3 %) мало ; содержание кислорода
колеблется в пределах 0,1-1,0 %, однако в некоторых высокосмолистых нефтях оно
может быть 2-3%. Значительно разняться друг от друга нефти по содержанию серы.
Месторождение
нефти
|
С
|
Н
|
О2
|
S
|
N
|
Охинское
(Сахалин)
|
87,15
|
11,85
|
0,27
|
0,30
|
0,43
|
Саравак
(Индонезия)
|
86,50
|
12,44
|
0,68
|
0,35
|
0,13
|
Кенкияк
(Казахстан)
|
86,19
|
12,51
|
0,55
|
0,63
|
0,12
|
Грозненское
|
85,9
|
13,0
|
0,8
|
0,13
|
0,07
|
Шаймское
(Западная Сибирь)
|
85,80
|
13,28
|
0,36
|
0,46
|
0,10
|
Пенсильвания
(США)
|
85,80
|
14,00
|
-
|
0,10
|
1,10
|
Бостонское
(Узбекистан)
|
85,69
|
14,14
|
0,07
|
0,01
|
0,09
|
Сураханское
(Азербайджан)
|
85,30
|
14,10
|
0,54
|
0,03
|
0,03
|
Ромашкинское
(Татарстан)
|
85,34
|
12,65
|
0,21
|
1,62
|
0,18
|
Коробкоское
(Волгоградская область)
|
85,10
|
13,72
|
0,02
|
1,07
|
0,09
|
Белозерское
(Самарская область)
|
84,66
|
13,41
|
0,02
|
1,81
|
0,10
|
Муготовское
(Оренбургская область)
|
83,85
|
12,02
|
0,85
|
3,00
|
0,28
|
Первомайское
(Татарстан)
|
87,73
|
13,33
|
0,50
|
2,2
|
0,24
|
Радаевское
(Самарская область)
|
82,78
|
11,72
|
2,14
|
3,05
|
0,31
|
В очень малых количествах в нефти
присутствуют и другие элементы, главным образом металлы. Среди них можно
отметить ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций,
натрий, а так же фосфор и кремний. Так же был найден германий 0,15-0,19 г/т
[2].
Рисунок 1 Химический состав нефти
Кислородосодержащие соединения представлены
нафтеновыми кислотами, фенолами и смолисто-асфальтеновыми соединениями
Нафтеновые кислоты –
это соединения, содержащие карбоксильную группу – СOOH,
коррозионно-агрессивные.
Фенолы –
содержаться только в некоторых нефтях.
Смолисто-асфальтеновые вещества
присутствуют в довольно значительных количествах (от следов до 25 % и более).
Это сложные вещества, содержащие в своем составе кроме углерода (82-87,4%) и
водорода (10,3-12,5%) кислород (до 2,5%), серу (0,8-7%) и азот (до 1%).
Серосодержащие соединения.
Большая часть серы в нефтях находится в связанном состоянии т.е. в виде
сераорганических соединений.
Встречаются сераорганические соединения
следующих типов: меркаптаны (RSH),
сульфиды (RS), дисульфиды (RS-SR),
тиофен C4H4S
и его производные, иногда сероводород и элементарная сера. Соединения сероводорода,
а также меркаптаны вызывают коррозию аппаратуры, оборудования и трубопроводов.
Азотосодержащие соединения содержание
колеблется от следов до 0,93%. В определённых условиях могут превращаться в
амиак.
С физической точки зрения нефть рассматривается как раствор
газообразных и твердых углеводородов в жидкости. Природная нефть, добываемая из
недр Земли, всегда содержит некоторое количество растворенных в ней газов
(попутные природные газы), главным образом метана и его гомологов.
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:
физические –
определение плотности
вязкости
температура застывания
фракционный состав
теплоты сгорания
молекулярной массы
физико-химические
плотность
Плотность. 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
0,82–1. Нефти с относительной плотностью до 0,85 называются легкими.
Относительную плотность от 0,85 до 0,90 имеют средние нефти, а свыше 0,90 –
тяжелые. В тяжелых нефтях содержатся преимущественно циклические углеводороды.
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.
При определении плотности нефтей и нефтепродуктов обычно
пользуются несколькими методами: с помощью ареометров с помощью
пикнометрическим методом (наиболее точный).
Вязкостные свойства. При добыче и транспортировке нефти большое
значение имеет такое ее свойство, как вязкость.
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.
Вязкость очень сильно зависит от температуры, поэтому всегда
указывается температура ее определения. Вязкость нефти 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.
Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре
закипает и переходит в газообразное состояние. Различные ее компоненты переходят
в газообразное состояние при различной температуре.
Легкие нефти начинают кипеть при 50–100°С, тяжелые – при
температуре более 100°С.
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 200 °С выкипают углеводороды бензиновой фракции,
при 200–250 °С –керосиновые,
при 250–360°С – дизельные
при 360–550 °С – масляной.
Остаток представлен гудроном.
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 парафиновые.
Молекулярная масса. Молекулярная масса – важнейшая характеристика
нефти. Этот показатель дает «среднее» значение молекулярной массы веществ,
входящих в состав той или иной фракции нефти, и позволяет сделать заключение о
составе. Он широко применяется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих
заводов.
Молекулярную массу нефтепродуктов, как и индивидуальных веществ,
определяют различными методами. Молекулярная масса определяется криоскопическим
методом – по понижению температуры кристаллизации раствора исследуемого
продукта, например в бензоле, нитробензоле и др.; эбулиоскопическим – по
повышению точки кипения (в случае легких нефтяных функций); методом Раста – по
понижению температуры плавления сплава исследуемого вещества с камфорой,
бензойной кислотой, дифениламином и др. (для более высококипящих
нефтепродуктов). Кроме того, молекулярную массу нефтепродуктов можно
рассчитывать по эмпирическим формулам. Чаще всего используется формула Б. П.
Войнова:
Тепловые свойства. Главнейшим свойством нефти и горючих газов,
принесшим им мировую славу исключительных энергоносителей, является их
способность выделять при сгорании значительное количество теплоты.
Теплотой сгорания называется отношение количества теплоты,
выделяющейся при горении, к массе сгоревшего до конца (т.е. до образования
углекислоты СО 2 и
воды Н 2 О)
топлива.
Цвет, флуоресценция и люминесценция.
Цвет нефтей в зависимости от их химического состава может быть
различным. Чем больше в нефти смол и особенно асфальтенов, тем окраска ее по
глубине или оттенку более темная. Легкие нефти плотностью 0,78–0,79 кг/дм 3 имеют желтую окраску, нефти
средней плотности (0,79–0,82 кг/дм 3) –
янтарного цвета и тяжелые – темно-коричневые и черные.
Большинство нефтей, а также их фракции обладают флуоресценцией:
они имеют синеватый или зеленоватый цвет в отраженном свете. Это свойство
связано с присутствием в нефтях многоядерных углеводородов ароматического ряда.
Фракционный состав нефти. Нефть и
нефтепродукты обычными методами перегонки невозможно разделить на
индивидуальные соединения. Это делается путем перегонки на отдельные части,
любая из которых является менее сложной смесью. Такие части называют фракциями,
или дистиллятами. Фракция – это группа углеводородов, которая выкипает в
определенном интервале температур.
Нефтяные фракции в отличие от индивидуальных соединений не имеют
постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах
температур, то есть имеют температуру начала и конца кипения. Эти обе
температуры зависят от химического состава фракции.
Фракционный состав нефтей и нефтепродуктов показывает содержание
в них различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах.
Нефти разных месторождений очень отличаются одна от одной по
фракционному составу, а отсюда – и по потенциальному содержанию бензиновых,
керосиновых, дизельных и масляных дистиллятов. Очевидно, что фракционный состав
нефти определяет пути ее промышленной переработки.
Большинство нефтей содержит в среднем 15–30% фракций, выкипающих
при температуре до 200°С, 40–50% фракций, которые перегоняются при температуре
до 360°С.
Легкие нефти, не вмещающие масляных фракций, встречаются редко.
Большей частью они сопутствуют газам в газоконденсатных месторождениях и их
называют газоконденсатами.
Групповой химический состав нефти.
Углеводороды, составляющие основу нефти и горючих газов,
представлены множеством индивидуальных соединений. Химический состав нефти
полностью не известен, но уже установлено 425 углеводородных соединений, каждое
из которых в свою очередь является исходным для более сложных соединений. В
зависимости от строения молекул углеводороды, входящие в состав нефтей и
природных газов, подразделяются на три основные группы: парафиновые, нафтеновые
и ароматические. Представители этих групп отличаются друг от друга соотношением
числа атомов углерода и водорода, которое выражается общей формулой группы, и
характером их внутренних структурных связей.
Рис 8.5. Структурные формулы нафтеновых углеводородов
Таким образом, групповым химическим составом нефти называют
содержание в ней углеводородов определенных химических групп, которые
характеризуются соотношением и структурой соединений атомов углерода и
водорода.
Таблица 8.2. Содержание углеводородных фракций, %
Регион размещения нефтяных месторождений
|
Парафиновые фракции
|
Нафтеновые фракции
|
Ароматические фракции
|
Предкарпатье
|
47–49
|
26–35
|
18–25
|
Днепровско-Донецкая впадина
|
28–66
|
22–53
|
12–33
|
Беларусь
|
60–71
|
13–27
|
11–21
|
Литва
|
73–74
|
22–23
|
4–5
|
Азербайджан (материк)
|
28–56
|
39–68
|
2–17
|
Азербайджан (море)
|
35–56
|
27–60
|
1–20
|
Дагестан
|
58–62
|
25–31
|
11–13
|
Чечено-Ингушетия
|
51–61
|
16–41
|
8–28
|
Калининградская обл.
|
70–74
|
21–26
|
4–5
|
Краснодарский край
|
20–47
|
42–56
|
11–50
|
Ставропольский край
|
51–65
|
20–37
|
12–15
|
Рис. 8.6. Структурные формулы ароматических углеводородов.
.
Оставьте свой комментарий
Авторизуйтесь, чтобы задавать вопросы.