Лекция 3.
Физико-химические свойства нефти, нефтяного газа и пластовой воды. Плот-ность, вязкость нефти, газа и воды. Различия физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и попутной воды.
Нефть и газ относятся к горючим
полезным ископаемым. Они представляют
собой сложную смесь углеводородов различного строения с примесью
неуглеводородов.
Состав нефти чрезвычайно сложен и
разнообразен. Он может изменяться в пределах одной залежи.
В состав нефти входят
метановые или парафиновые (Сn H2n+2), нафтеновые (Сn
H2n ) и ароматические (СnHn)
углеводороды.
Метановые
или парафиновые углеводороды ( алканы) от метана (С2 H4 ), до пентана (С5H12 )
включительно при нормальных условиях, т.е.
(Р = 0,1 МПа и Т = 273 К) представляют собой газы, от пентана до гептадекана
( С17 H36 ) - представлены жидкостями, а более высшие -
твердыми веществами (парафинами). [2]
Известно, что около половины парафиновых углеводородов нефти имеет нормальное
строение, а остальная часть представлена разветвленной структурой. Изоалканы -
ценные компоненты бензинов и масел, улучшающие их эксплуатационные качества.
Нафтеновые углеводороды
(циклоалканы). Моноциклические нафтены широко представлены в нефтях
циклопентановыми и циклогексановыми углеводородами. Нафтеновые углеводороды - важнейшая составная
часть моторных топлив и смазочных масел.
Нафтеновые углеводороды обладают способностью лучше растворять асфальтены и
смолы, чем парафиновые.
Ароматические углеводороды
относятся к циклическим непредельным углеводородам бензольного ряда. Плотность,
химическая стабильность, токсичность и другие характеристики нефти зависят от
содержания и состава ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды
нефти по сравнению с другими соединениями обладают повышенной растворяющей способностью
асфальто - смолистых веществ.
Плотность нефти - один из основных показателей товарных качеств нефти.
При стандартных условиях (20 0С и 0,1 МПа) плотность нефти находится в пределах 700 -
1000 кг/ м3
Легкие нефти (до 880 кг/м3) служат ценным сырьем для производства
моторных топлив. Плотность нефти
определяется ареометром или пикнометром.
Плотность нефти зависит от
состава компонентов, входящих в нее,
давления, температуры, количества газа, растворенного в нефти. Плотность
нефти зависит от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с увеличением
глубины залегания.
Важным свойством является вязкость
нефти, показывающая способность оказывать сопротивление перемещению одних
частиц или слоев относительно других. Она определяется при помощи вискозиметра.
Вязкость нефти зависит от состава нефти,
количества газа, растворенного в нефти, давления, температуры, на вязкость
нефти большое влияние оказывает наличие
смол, асфальтенов, парафина. Вязкость
нефти оказывает влияние на расход энергии при ее транспорте.
Состав
нефти классифицируют как элементарный, фракционный и групповой .
Под элементарным составом понимают массовое содержание
в ней тех или иных химических элементов в долях единицы или в процентах. Основными элементами являются углерод
С и водород Н.
В большинстве нефтей углерода - 83-87 %, водорода - 12-14 %.
Других элементов - серы, азота, кислорода и
других - 3-4 %.
Сернистые соединения (меркаптаны,
сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные
качества нефти. Свободная сера встречается в нефтях редко и связана с разложением более сложных
сернистых соединений. По токсичным свойствам из всех сернистых соединений
сероводород является наиболее опасным.
Кислородосодержащие компоненты, входящие
в состав нефти - нафтеновые и жирные
кислоты, фенолы и др. Содержание нафтеновых кислот может достигать нескольких
процентов. Нафтеновые кислоты представляют собой малолетучие жидкости с резким
неприятным запахом, они не растворяются в воде, но легко растворяются в нефтепродуктах.
Соли нафтеновых кислот, образующиеся при контакте с пластовой водой, содержащей
щелочные металлы, являются эмульгаторами.
Азотистые соединения содержатся в нефтях, как правило, в небольших
количествах (до 0,5%).
Асфальто-смолистые вещества
определяют цвет нефти в тонком слое от желтого, коричневого до черного. Они
представляют собой сложные смеси, в которых наряду с атомами углерода, водорода
и кислорода входят атомы серы, железа, магния, ванадия, никеля и других веществ.
Смолы нерастворимы в щелочах и кислотах, но полностью растворяются в легких нефтяных дистиллятах, представляют
собой вязкие окрашенные жидкости, плотностью около 1,0. Асфальтены - вещества,
нерастворимые в легких бензинах, но
полностью растворимы в бензоле, хлороформе - это хрупкие твердые
вещества обычно черного цвета, их плотность более 1. Суммарное содержание
асфальтенов и смол в нефтях может доходить до
20 -50%. Эти вещества - основные природные стабилизаторы водонефтяных
эмульсий, они способствуют пенообразованию нефтей.
В малых количествах в нефти присутствуют металлы - ванадий, хром,
никель, железо, кобальт, магний и др.
Фракционный состав нефтей определяют по выходу из них фракций с
различной температурой кипения в
процессе перегонки. Так, температура
кипения фракций нефти:
30 - 205 0С – бензин;
200 - 300 0С – керосин;
120 - 240
0С - лигроин (промежуточная фракция)
более 300 0С - мазуты
Мазут и полученные из него фракции
называют темными. Продукты, полученные при перегонке, называются светлыми, если
они выкипают до 350 0С и
темными, если пределы выкипания 350 0С
и выше.
Естественной
и неотъемлемой частью продукции скважин является нефтяной газ, количество
которого оценивается газовым фактором нефти.
Газовый фактор отражает суммарное
количество газа, извлекаемое из нефтяного пласта как в свободном виде, так и
выделяющегося после различных ступеней сепарации нефти. Обычно количество газа,
выделяющееся из единицы объема или массы газа
приводят к нормальным условиям ( Р = 0,1 МПа и Т = 273 К). Единицы
измерения газового фактора ( м3 / м3 или м3/
т).
Нефтяной газ - это сложная
многокомпонентная смесь углеводородов метанового ряда от С1 до С4
и выше, в которой могут присутствовать неуглеводородные газы - чаще всего
азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы.
Наиболее ценными компонентами
нефтяного газа являются фракции углеводородов от С3 и выше.
Присутствие в газе так называемых кислых компонентов Н2S и CO2 , а также паров воды
затрудняет использование нефтяного газа в качестве топлива и сырья для нефтехимии,
вызывает осложнения при транспорте его на дальние расстояния, поэтому на промыслах осуществляют его подготовку:
осушку и очистку.
Плотность
нефтяных газов чаще всего определяют для нормальных условий, исходя из
компонентного состава газа.
Коэффициент сверхсжимаемости
- очень важный параметр, применяемый при расчетах газа. Он
характеризует отклонение реального газа от идеального и определяется на
основании приведенного давления Рпр и температуры Тпр
(приведенные параметры - безразмерные величины, показывающие во сколько раз
действительные параметры газа отличаются от критических) по графику Брауна – Катца.
Вязкость
газов зависит от состава газа, температуры
и давления.
Удельная теплоемкость для
нефтяного газа колеблется в тех же пределах, что и для нефти (1,7-2,1 кДж/кг×К), Для метанового газа характерна
максимальная удельная теплоемкость 2,48 кДж/кг×К Наличие пропана и бутана снижает общую
теплоемкость. Неуглеводородные газы имеют удельную теплоемкость в пределах 1,0.
Коэффициент
теплопроводности нефтяного газа находится в пределах 0,01 - 0,03 Вт/м×К.
Пластовые
воды нефтяных месторождений это неотъемлемая составная часть скважинной
продукции, которая обуславливает значительную часть осложнений при сборе и
подготовке нефти на промыслах.
Пластовые
воды, добываемые из скважин вместе с нефтью на
различных месторождениях, обычно различаются концентрацией растворенных в них минеральных
солей, газов и присутствием микроорганизмов. Пластовые воды подразделяют на две
основные группы:
1) жесткие - хлоркальциевые или
хлормагниевые;
2) щелочные -
гидрокарбонатнатриевые.
Главными составными большинства пластовых вод являются хлористый натрий NaCl , хлористый кальций CaCL2 и хлористый магний MgCl2.
Количество
веществ, растворенных в пластовой воде, отнесенное к единице объема называется
ее общей минерализацией.
Жесткость
воды определяется суммарным количеством содержащихся в ней катионов кальция
Ca2+ и магния Mg2+, выраженное в молях на килограмм (литр
раствора).
Важнейшей
характеристикой пластовой воды является также показатель концентрации
водородных ионов рН, который
указывает на кислотную или щелочную среду водных растворов.
В практике классифицируют воды по величине рН
на пять групп:
1) до 3
- кислые;
2) 4 - 6
- слабокислые;
3) 7 -
нейтральные;
4) 8-10
- слабощелочные;
5) 11-14
- щелочные.
Величина
рН и наличие в воде растворенного кислорода оказывает существенное влияние на
коррозию оборудования. Растворенные в пластовой воде соли ускоряют коррозию
металла. Исключительно опасным в коррозионном отношении является наличие в
пластовых водах сероводорода и углекислого газа. Высокая температура пластовых
вод также увеличивает ее коррозионную активность.
Теплоемкость
пресной воды - 4,19 кДж/кг×К,
кристаллического NaCl - 0,88 кДж/кг×К,
поэтому при увеличении минерализации, ее теплоемкость снижается.
Коэффициент теплопроводности
пластовых вод находится в пределах 0,54 - 0,65 Вт/м×К.
Осн: 1[19-34].
Доп: 2[33-35, 163-165].
Контрольные
вопросы:
1. Какие углеводороды входят в состав
нефти?
2. Как классифицируют состав нефти?
3. Что такое плотность нефти и в
каких пределах изменяется?
4. Что такое вязкость нефти и как
она определяется?
5. Что представляет собой нефтяной
газ?
6. Дать определение понятия «газовый
фактор»
7. Что называют минерализацией
пластовых вод?
8. Как классифицируют пластовые воды
по величине рН?