Нефть и ее свойства

Нефть и нефтяной газ – это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).

В зависимости от характера сцепления атомов углерода и водорода и их числа в молекуле одни углеводо­роды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие  в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).

В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11  14% водорода (Н) и 0,41% примесей  соединений, содержа­щих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.

Товарные качества нефтей определяют в лабораторных усло­виях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие угле­водороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Па­ры нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, ха­рактеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряют­ся самые легкие  бензиновые фракции, затем более тяжелые  керосиновые, соляровые и т. д.

Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40  200 °С, бензиновые, 150  300 °С  керосиновые, 300400 °С  соляровые, при 400 °С и выше  масляные..

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

• малосмолистые  содержание смол не более 18%;

• смолистые  содержание смол от 18 до 35%;

• высокосмо­листые  содержание смол более 35%.

По содержанию парафина нефти делятся на:

• беспарафинистые  содержание парафина до 1%;

• слабопарафинистые  содержание парафина от 1 до 2%;

• парафинистые  содержание парафина более 2%.

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяют на:

• малосернистые  содержание серы до 0,5%;

• сернистые  содержание серы от 0,5 до 2,0%;

• высокосернистые  содержание серы более 2,0%.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их ка­чество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и перера­ботке нефти вследствие усиленной коррозии металлического обо­рудования.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Как известно, плотность харак­теризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблет­ся от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, так как обыч­но в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти,  вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принима­ют вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (Ньютон) на площади 1 м² между слоям и, движу­щимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости:

[μ] = Па*с (паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па*с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей  мПа*с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа*с.

Вязкость нефтей, добываемых в РФ, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа*с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПа*с (0,10,2 Па*с) и более.

Кинематическая вязкость — отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м²/с.

Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов поль­зуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вяз­кости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия виско­зиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и во­ды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУ_t, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение вре­мени истечения из вискозиметра Энглера 200 см³ испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см³ воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличе­ние температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного га­за. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда мень­ше, чем вязкость на поверхности.