Физико–химические свойства нефти

Нефть является сложной системой углеводородов (УВ) и их гетеропроизводных. Определение некоторых физических свойств нефти является важным в том отношении, что они дают основание для расчета и проектирования нефтепроводов, аппаратуры для нефтепереработки и т.д.

Нефть представляет собой жирную на ощупь горючую жидкость, обычно темно-коричневого или черного цвета. Консистенция различных нефтей крайне разнообразна: от жидкой маслянистой до густой смолообразной. Все они обладают специфическим характерным запахом, который от присутствия более или менее значительных количеств сернистых соединений может становиться крайне неприятным и даже трудно переносимым.

Важной характеристикой нефтей является фракционный состав, т. е. количество углеводородной фракции, выкипающей в определённом температурном интервале (табл.2).

Таблица 2

Фракционный состав нефтей

Дистиллат	Ткип, oC	Выход, (% по массе)
		Туймазинская нефть	Ромашкинская нефть	Грозненская (парафинистая) нефть
Бензин (С5–С7)	до 170	20,0	18,0	14.5
Лигроин (С7–С9)	160–200	–	–	7,5
Керосин (С9–С11)	200–250	10,0	9,5	18,0
Дизельное топливо (С>11)	240–350	17,5	17,5	5,0
Мазут	330–370	25,0	25,4	25,0
Остаток – гудрон	350–370	25,0	26,5	27–30

Физические свойства нефти.

1. Плотность (удельный вес) – это величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Единица плотности в системе СИ – . Относительная плотность – отношение плотности рассматриваемого вещества к плотности стандартного вещества (чаще воды при 4 ^оС). В России плотность нефти и нефтепродуктов определяют при 20 ^оС и относят к плотности воды при 4 ^оС и обозначают . Однако определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение по формуле: , где – плотность при температуре испытания; – коэффициент объемного расширения (его значения приводятся в справочной литературе); – температура, при которой определялась плотность, ^оС.

В среднем относительная плотность нефтей колеблется от 0,82 до 0,90 , однако существуют нефти с плотностью, близкой к единице, но они по свойствам уже близки к природным асфальтам. Легкие нефти с удельным весом 0,77 – 0,80 встречаются сравнительно редко, они практически состоят из бензино-керосиновых фракций.

Различие в плотности нефтей, залегающих в разных месторождениях и на разных горизонтах одного месторождения является результатом одновременного влияния разных факторов. К ним относят содержание смолистых веществ, фракционный состав нефти, преобладание в ней тех или иных классов углеводородов и особенности строения последних. Удельный вес смолистых веществ выше единицы (1,01 – 1,07). Ясно, что чем их больше в нефти, тем нефть тяжелее. Хорошо известно также, что в гомологических рядах углеводородов с возрастанием молекулярного веса температура кипения и удельных вес гомологов повышаются. Следовательно, что чем больше низкокипящих фракций содержится в нефти, тем ее плотность меньше. Особенно сильно понижается ее плотность в случае присутствия в ней растворенного газа.

Ароматические УВ обладают наибольшей плотностью, алкановые – наименьшей. Нафтеновые занимают промежуточное положение. Таким образом, плотность нефти в первом приближении может характеризовать химический состав легких фракций нефти: аналогичные фракции из парафинистых нефтей имеют меньшую плотность, чем из нефтей со значительным содержанием аренов.

С увеличением геологического возраста плотность нефти в основном уменьшается. С уменьшением глубины залегания, плотность увеличивается.

2. Молекулярная масса (ММ)– важнейшая физико-химическая характеристика вещества. При рассмотрении нефти и ее фракций, представляющих собой смеси огромного числа индивидуальных химических соединений ММ – это величина, которая зависит от молекулярного веса всех компонентов нефти и их количественного соотношения. ММ сырых нефтей колеблется в довольно широких пределах, но чаще всего значение её соответствует интервалу 220–300. Для легких нефтей, почти не содержащих масляных фракций, он будет значительно ниже, а для высокосмолистых нефтей – выше.

Определение ММ проводится различными методами, но чаще всего применяются криоскопичееский, эбулиоскопический и реже осмометрический методы. Кроме того, существуют приблизительно расчетные методы. Наиболее распространенной эмпирической формулой для определения ММ является зависимость Воинова:

,

где – постоянные, различные для каждого класса УВ; – средняя температура кипения нефтяной фракции, ^оС.

Молекулярная масса связана с температурой кипения и показателем преломления выражением:

,

где – средняя температура кипения фракции, – показатель преломления данной фракции.

3. Вязкость – свойство жидкостей оказывать сопротивление перемещение одной части жидкости относительно другой. Причиной вязкости являются межмолекулярные силы сцепления.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость.

Единица динамической вязкости в системе СИ – . Это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга со скоростью 1 двух её слоёв площадью 1 м² каждый, находящихся на расстоянии 1 м, под действием приложенной силы в 1 Н. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью.

Отношение динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения называется кинематической вязкостью: . Единица измерения кинематической вязкости – . Для характеристики вязкости на практике наиболее широко используется кинематическая вязкость.

Отношение вязкости любой жидкости к вязкости воды при той же температуре получило название удельной вязкости (ВУ). Эта величина не имеет размерности. В России ВУ определяют сравнением времени вытекания 200 см³ при 20 ^оС и такого объема нефти или нефтепродукта при заданной температуре.

Вязкость сильно зависит от температуры, поэтому всегда указывается температура её определения. В технических требованиях на нефтепродукты обычно нормируется вязкость при 50 и 100, реже 20 ^оС.

Вязкость нефтяных фракций зависит как от молекулярного веса, так и от строения входящих в их состав УВ. Для всех основных компонентов нефти общим правилом является увеличение вязкости с ростом температуры кипения и молекулярного веса. Зависимость вязкости от температуры носит криволинейный характер, присущий данному нефтепродукту и описываемый формулой Вальтера:

,

где ; А, В – константы.

4. Теплопроводность. Существует зависимость теплопроводности нефти и ее фракций от их химического состава, температуры, давления. Среди УВ различных классов при одинаковом числе углеродных атомов в молекуле наименьшей теплопроводностью обладают алканы, наибольшей – арены. Для алканов характерно увеличение теплопроводности с ростом их молекулярной массы. Теплопроводность у нормальных алканов выше, чем у разветвленных, причем, чем разветвленнее УВ, тем ниже его теплопроводность.

С увеличением давления теплопроводность нефтяных фракций повышается, причем относительно низкие давления влияют больше, чем высокие.

Теплопроводность нефтей выше для высокопарафинистых и высокосмолистых нефтей и ниже для нефтей нафтенового основания.

5. Теплоемкость нефтяных фракций определяется количеством тепла, необходимым для нагрева единицы массы (объема, моля) продукта на 1 градус. С повышением температуры теплоемкость повышается, а с увеличением плотности и утяжелением фракционного состава продукта – понижается. Теплоемкость у алканов выше, чем у аренов, с разветвлением углеродной цепи она уменьшается.