6. Состав и св-ва нефтей.
В основном в состав сырых нефтей входят неполярные компоненты представлены метановыми, нафтеновыми, ароматическими или гибридными углеводородами. Кроме того в нефти в различных количествах содержатся полярные компоненты, определяющие в основном поверхностные св-ва нефти. К ним относятся кислородные, сернистые, азотистые и асфальтосмолистые в-ва. Особое значение в процессах добычинефти играют парафины – углеводороды метанового ряда, начиная с С16Н44(высшие алканы). Температура застывания парафинов не превышает 50-600С. Содержание парафинов в нефтях может достигать свыше10-12%. Плотность чистого парафина составляет 907-915 кг/м3приt=150С. Парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, нерастворимую в воде, но легко растворяющуюся в бензоле, эфире, хлороформе. Содержание серы в нефтях не превышает обычно 5%, азота 0,6%, кислорода 8-10%. Кол-во асфальтосмолистых в-в в нефтях может достигать более 30 %. Они представляют собой высокомолекулярные соединения, включающие углерод, водород, кислород, серу и азот. Основная часть этих соединений представлена нейтральными смолами, жидкими в-вами темно-коричневого цвета, плотностью 1000-1070 кг/м3, к-е и определяют тёмный цвет нефти. При окислении нейтральные смолы могут превращаться в асфальтены. Относительная плотность асф-ов больше 1, молекулярная масса от 1500-2000 и выше. В нефтях они находятся в коллоидном состоянии.
Важная характеристика пластовой нефти – сжимаемость. Колэффициент сжимаемости:
,
гдеV- объём нефти;V– изменение объёма нефти при изменении
давления наР
С повышением температуры и количества растворённого газа этот коэффициент повышается. Повышенная пластовая температура, а также растворённый газ приводят к тому, что объём нефти в пластовых условиях больше чем на поверхности. Отношение этих объёмов, называемое объёмным коэффициентом, может достигать значения1,4-1,5. Таким образом усадка нефти может составлять 40-50%. Плотность нефти зависит от температуры (с повышением температуры уменьшается плотность. В соответствии с этим плотность пластовой нефти может значительно отличаться от плотности поверхностной нефти. Вязкость пластовых нефтей в зависимости от условий (состава нефти, её температуры, состава и кол-ва раств-го газа, давления и пр.) изменяется от долей единицыдо десяти и более Па*с. С повышением плотности и уменьшении температцры вязкость нефти повышается.
7. Понятия упругости насыщенных паров углеводородов.
Насыщенный пар представляет собой двухфазную систему – смесь жидкости и пара с граничными значениями х=0 и х=1, где х-паросодержание смеси. Состояние насыщенного пара вполне определяется давлением (или температурой) и паросодержанием. Если углеводороды содержатся в смеси, то общее давление в смеси влияет на упругость паров каждого компонента. Упругость паров компонента повышается с увеличением общего давления. Это влияние ничтожно при низких давлениях (до 1 МПа), при высоких же давлениях упругость паров резко увеличивается. У индивидуального углеводорода в чистом виде упругость паров – функция только температуры Q=f(t). У смеси углеводородов упругость паров – функция температуры и общего давления, т.е.Q=f(t,P). Упругость паров жидкой смеси (т.е. общее её давление) по закону суммы парциональных давлений зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от их молярных концентраций. Парциальное давление каждого компонента определяется как произведение его малярной концентрации на упругость паров в чистом виде. Сумма же парциальных давлений всех компонентов равна общему давлению над смесью или упругости паров жидкой смеси.
Изменение упругости паров двухкомпонентной системы.
AD– линия парциальных давлений низкокипящего компонента (н.к.к.), более летучего. В точке А его концентрация и парциальное давление равны 0, в этой точке жидкость состоит из одного высококипящего компонента (в.к.к.). ВС – линия парциальных давлений высококипящего копмонента. Обе эти линии для углеводородных смесей можно принять прямыми. СД – линия общего давления или упругости паров жидкой смеси, к-я зависит от состава смеси. Возьмём смесь с концентрацией х низкокипящего компанента ( точка Е ). Парциальное давление н.к.к. будет измеряться отрезком ЕG, а высококипящего – отрезком ЕF. Эти отрезки соответственно равныFHиHG, аEG+EF=GH.