Окружающая природная среда

Физико-химические свойства нефти

Нефть имеет сложный химический состав и представляет собой смесь углеводородных и других соединений. Основные составляющие нефти - метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода. Главными элементами в составе нефти являются углерод (до 87%) и водород (до 14%). Среди других компонентов в составе нефти присутствуют сера (до 6%), азот (до 0,3%), кислород (до 3%). В малых количествах в нефти содержатся тяжелые металлы и другие элементы. В нефти могут быть растворены различные газы органического и неорганического происхождения.

Сами углеводороды бесцветны, а цвет нефти придают содержащиеся в ней смолы и асфальтены. Смолы обладают интенсивной окраской и сильной красящей способностью. Асфальтены - вещества с молекулярной массой 1600—6000, которые не плавятся при высокой температуре.

Физические свойства нефти зависят от преобладания в ней тех или иных классов углеводородов. В зависимости от преимущественного содержания углеводородов нефть может называться парафиновой, нафгтеновой или ароматической. Наблюдается зависимость - чем больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе парафина, и чем больше в нефти парафина, тем меньше в ее составе смол и асфальтенов.

Высокопарафинистая нефть характеризуется наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефти осложняет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработки. При добыче и перекачке высокопарафинистой нефти парафин отлагается на стенках труб. В магистральных трубопроводах толщина отложений парафина достигает 30 мм.

Свойства нефти в пластовых условиях из-за высоких давлений, температур и содержания растворенного газа значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Физические свойства нефти в пластовых условиях необходимо знать при составлении схем разработки месторождения, выборе технологии извлечения нефти из пласта, а также оборудования для сбора нефти на промыслах.

При разработке месторождений из скважины поступает многофазная смесь, содержащая нефть, газ, воду и механические примеси. Соотношение названных фаз в составе нефти меняется в процессе разработки месторождений: на начальном этапе разработки содержание воды может быть низким, а в конце разработки обводненность нефти может быть очень большой и достигать 80%. Пластовая вода и механические примеси в нефти являются балластом при ее транспортировке по магистральным трубопроводам, поэтому содержание воды в нефти ограничивается значениями О,5-1,0%. При подъеме нефти по скважине образуются прямые и обратные эмульсии. При этом эмульсию типа "вода в нефти" нельзя разделить на составляющие простым отстаиванием.

В пластовых водах растворены различные соли, которые вместе с водой попадают в нефть. Для снижения коррозии внутренней поверхности трубопроводов и оборудования на промыслах производят обессоливание нефти. Кроме того, промысловая подготовка нефти включает в себя операции по отделению газа, обезвоживанию и деэмульсации, очистке от примесей и стабилизации. В зависимости от степени подготовки (содержание воды и хлористых солей) установлено три группы нефти, поставляемых на НПЗ по МТ.

По содержанию серы нефти бывают малосернистые (менее 0,2%), сернистые (0,2-3,0%) и высокосернистые (более 3,0%). Сера в нефти содержится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов. Содержание серы в нефти ухудшает ее качество, вызывая серьезные осложнения в технологии переработки, подготовки и транспорта нефти.

В зависимости от плотности при различают нефтилегкие (менее ), средние () и тяжелые. Наиболее ценными являются легкие нефти. в которых преобладают бензиновые и масляные фракции.

Фракционный состав нефти определяют в лабораторных условиях путем разгонки. Разгонка основана на том. что каждый углеводород имеет собственную температуру кипения. Легкие углеводороды кипят при относительно низких температурах, а тяжелые - при высоких температурах - выше .

Легкие фракции с одинаковыми интервалами кипения имеют примерно одинаковую молекулярную массу. По мере возрастания температуры кипения молекулярная масса нефтяных фракций увеличивается (табл. 1.2).

Таблица 1.2. Молекулярная масса нефтяных фракций в различных интервалах температур кипения

Температура кипения,	50-100	101-150	151-200	201-250	251-300	301-350
Молекулярная масса	90	110	130	155	187	220

При поставке нефти на экспорт ее цена зависит от свойств, которые определяют возможность получения широкого ассортимента продуктов, а также от содержания серы и парафинов. По физико-механическим свойствам нефть, поставляемая на экспорт, подразделяется на четыре типа. Нефть типов 1 и 2 должна сдаваться с массовой долей воды не более 1,0% и концентрацией хлористых солей не более 100 мг/л. Массовая доля парафина должна быть не более 6%, объемный выход фракций при температуре - не менее 43%. Нефть может являться сырьем для получения тяжелых металлов, например, ванадия. Если нефть по ряду показателей соответствует более высокому типу, а хотя бы по одному—более низкому, то нефть следует отнести к более низкому типу.

Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическими углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью: при товарно-учетных операциях: при перекачке; при переработке и использовании в качестве топлива.

Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводам определяются, главным образом, плотностью, вязкостью и их зависимостью от температуры и давления. Зависимость плотности нефти от температуры определяется следующим выражением:

( 1.1)

где - плотность нефти при ; - коэффициент объемного температурного расширения ( - для легких сортов нефти, - для тяжелых сортов нефти).

Зависимость плотности нефти от давления определяется зависимостью

( 1.2)

где - плотность нефти в стандартных условиях: - коэффициент сжимаемости нефти, среднее значение которого . Величина, обратная коэффициенту сжимаемости, называется модулем упругости. Среднее значение модуля упругости для нефти .

Вязкость нефти зависит от содержания в ней асфальто-смолистых веществ, парафина и может в сотни раз превышать вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефти по трубам.

Свойство теплоемкости особенно важно для нефти, которая транспортируется по трубам с предварительным подогревом. Теплоемкость увеличивается с повышением температуры и уменьшением плотности. Подогрев нефти снижает ее вязкость и делает пригодной для перекачки. Для большинства разновидностей нефти теплоемкость находится в пределах .

Свойство теплопроводности определяет перенос тепловой энергии в объеме неподвижной нефти в соответствии с законом теплопроводности Фурье. Коэффициент теплопроводности для различных разновидностей нефти находится в интервале .

На температуру застывания нефти сильное влияние оказывают парафины и асфальто-смолистые вещества. Это такая температура, при которой охлаждаемая нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на в течение 1 мин. При этой температуре нефть теряет подвижность. Переход нефти из жидкого состояния в твердое происходит постепенно в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход из свободно дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель).

Чем ближе температура нефти к . тем больше энергии требуется на ее перекачку. Для снижения температуры застывания применяют депрессорные присадки. При охлаждении нефти в процессе перекачки по МН возможно образование пространственной структуры или выпадение в осадок парафинов. Эти явления создают трудности при эксплуатации МТи их оборудования. Скрытая теплота плавления парафинов, примерно, равна . Температура застывания легких разновидностей нефти составляет около , парафинистые мангышлакские нефти могут застывать при . Такие нефти можно перекачивать только специальными методами.

Давление насыщенных паров (ДНП) является важным показателем испаряемости нефти и безопасности ее транспортировки и хранения. ДНП - это давление паров нефти над ее поверхностью в замкнутом объеме в условиях термодинамического равновесия. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до наступления динамического равновесия, пока газовое пространство не будет полностью насыщено их парами. В этом состоянии число испаряющихся и конденсирующихся молекул выравнивается. Величина ДНП зависит от температуры нефти и оказывает влияние на образование паровых пробок в трубопроводах, на величину потерь от испарения при закачке и хранении несрти в резервуарах.

Абсолютное давление паров в газовой полости трубопровода или резервуара складывается из суммы парциальных давлений углеводородов, входящих в состав нефти. Давление паров индивидуальных углеводородов (табл. 1.3) и нефтяных фракций можно определять, пользуясь различными таблицами.

Таблица 1.3. Давление насыщенных паров (МПа) алканов при различной температуре

-10	1,786	0,332	0,087	-
0	2,308	0,448	0,100	0,003
+10	2,922	0,617	0,143	0,010
+20	3,672	0,817	0,197	0,016

Ввиду сложного состава нефти ДНП определяют экспериментально в стандартных условиях: в стальном цилиндре при соотношении жидкой и паровой фаз 1:4 и строго определенной температуре (), что позволяет сравнивать различные нефти по этому показателю. Например, нефть Ромашкинского месторождения (Россия) имеет ДНП 436 кПа (при содержании парафина 5,1%; ), а ДНП нефти Усинского месторождения - 362 кПа (при содержании парафина 10,8%; ).

В трубопроводном транспорте стабильность нефти ограничивается условиями поставки, согласно которым ДНП не должно превышать 66650 Па.

Средние давления насыщенных паров различных нефтепродуктов имеют следующие значения (Па): бензин , керосин , дизельное топливо .

Кипение нефти - это процесс образования и роста пузырьков пара внутри объема нефти с последующим прорывом пузырьков газообразных фракций углеводородов сквозь свободную поверхность в окружающую среду. При кипении испарение происходит не только со свободной поверхности, но и внутрь пузырьков содержащихся в нефти газов.

Кипение обеспечивается не только за счет подвода тепла к нефти, но и за счет снижения внешнего давления ниже значений ДНП. В этом случае пузырьки увеличиваются в объеме, всплывают и прорываются в окружающую среду.

Количество тепла, расходуемое на превращение в пар одного килограмма жидкости при температуре ее кипения, называют теплотой испарения. Средние значения теплоты испарения (кДж/кг): бензина - 300; керосина - 240; дизельного топлива - 210; масел - 190.

При хранении нефти в открытых земляных амбарах происходит испарение ее легких фракций. Например, динамика испарения мангышлакской нефти, хранящейся в земляном амбаре, следующая (кг/т): в течение первого месяца - 95; в течение второго месяца - 15; в течение третьего месяца - 10 кг/т естественной убыли.

При трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов особый интерес представляет частный случай кипения движущейся жидкости, возникающий вследствие местных понижений давления. Это явление называется кавитацией. Кавитация может проявляться как в виде появления отдельных пузырьков, так и в виде заполненных нарами жидкости полостей (каверн), присоединенных к поверхности обтекаемых тел. Подобные каверны неустойчивы. Попадание такой каверны в область высокого давления заканчивается ее схлопыванием. похожим на гидравлический удар. В этот момент происходит мгновенное местное повышение давления, в результате чего поверхности твердых тел подвергаются многократным микроударам. Со временем происходит кавитационное разрушение (эрозия) материалов. Такого рода разрушения встречаются на поверхностях роторов насосов, арматуры, лопастей судовых винтов.