4. Нефти. Химические состав.

По химическому составу нефти из раз­личных залежей отличаются друг от друга, поэтому практическое зна­чение их неравнозначно.

Элементный состав нефтей характеризуется обязательным нали­чием пяти химических элементов — углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком количественном преобладании первых двух — свыше 90 % . Максимальное содержание остальных трех эле­ментов может в сумме достигать 5 -8 % (главным образом за счет серы), но обычно оно намного меньше.

Всего из нефтей выделено и идентифицировано более 500 инди­видуальных химических соединений - углеводородных и гетероорганических. Углеводородные соединения подразделяются на парафи­новые (метановые, или алканы), нафтеновые (полиметиленовые, или цикланы), ароматические (арены) и смешанные.

Парафиновые углеводороды С_nН_2п+2 делятся на нормальные и разветвленные. К нафтенам относят углеводороды С_пH_2п (мононафтены), С_nН_2n-₂ и С_nН_2n-4 (полинафтены). Ароматические углеводо­роды также делятся на моноарены(бензол и его гомологи С_nН_2n-6) и полиарены (С_nН_2n-₁₂, C_nH_2п-₁₈, С_nН_2-24) В молекулах смешанных углеводородов имеются различные структурные элементы: ароматичес­кие кольца, парафиновые цепи, пяти- и шестичленные нафтеновые цик­лы.

Гетероорганические соединения могут составлять 10—20 % сырой нефти. В их состав кроме углерода и водорода входят главным об­разом кислород, сера и азот.

В золе нефтей обнаружены никель, ванадий, натрий, серебро, каль­ций, алюминий, медь и др. По-видимому, указанные элементы были в составе некоторых органических соединений. Количество золы, об­разующейся при сжигании нефтей, невелико — обычно сотые доли про­цента.

Асфальтены, смолы, парафины - высокомолекулярные соединения входящие в состав нефти. Содержание их обуславливает многие физические параметры нефти.

Парафины: УВ метанового ряда, содержание С > 16, белое вещество, t плавления от 40 до 100⁰ С. Содержание в нефти от долей % до 28%.

Смолы: мазеобразная консистенция, темно-коричневый цвет, хорошо растворимы в жидких УВ, входят в состав дисперсной среды, Содержание в нефти от долей % до 40%.

Асфальтены: по химическому составу близки к смолам, но отличаются более высокой молекулярной массой. ср. молек. до 10...12 тыс. твердое вещество черного цвета, Содержание в нефти до 15%.

Кислородосодержащие компоненты: нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. При взаимодействии со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и обладающие поверхностно активными свойствами.

Сера: содержание S в нефтях России достигает 6%. Причем S присутствует в свободном виде, в виде H2S, но часто входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ:

1) меркаптаны – летучие жидкости, с чрезвычайно сильным отвратительным запахом. Не растворяются в воде и обнаруживают слабокислотные свойства. Являются очень вредной примесью, т.к. вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования.

2) сульфиды – жидкие в-ва с неприятным запахом, по химическому составу нейтральны и нерастворимы в воде. Также не реагируют со щелочью.

Кроме того в нефти содержатся: дисульфиды, тиофены и тиофаны.

5. Газ. Физические свойства.

Основными параметрами, харак­теризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давление и температура, диффузия, растворимость и др

Плотность газа – это масса газа в единицу объема, измеряется в кг/м³, но часто пользуются относительной плотностью газа. За относительную плотность газа принимается число, показывающие во сколько раз масса рассматриваемого газа> или< массы сухого воздуха, заключ. В один и тот же объём при н.у. (0 ⁰С; 0,1 МПа.)

Вязкость газов очень мала и не превышает мПа*с. С повыше давления она увеличивается.

Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической.

Диффузия — явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением моле­кул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффици­енты диффузии увеличиваются с ростом температуры.

Растворимость газов при небольших давлениях (приблизитель­но до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем су­хой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.

Максимальный газовый фактор пластовых вод редко превы­шает 10 м³/м³. Считается рентабельной добыча газа из пластовых вод при газовом факторе 5 м³/м³.

При уменьшении давления и повышении температуры из газонеф­тяного раствора выделяется газ: сначала наиболее трудно растворимые углеводороды (СН₄), а по мере уменьшения давления -последователь­но более тяжелые углеводороды (С₂Н₆, C₃H₈ и т.д.). Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.

Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, жидкие угле­водороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явле­ние называется ретроградным, или обратным, испарением. При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов. Это явление называется ретроградной конденсацией.

Упругость насыщенных паров УВ-ых газов - это то минимальное давление, при кот. газ начин. переходить в жидкое состояние Р_у [Па, МПа] Упругость насыщенных паров увеличивается с увеличением t и она тем больше, чем меньше плотность газов.