4 курс. / СЕМИНАРЫ / СЕМИНАРЫ-2015 / Семинар 3

Семинар 3

РАСТВОРИМОСТЬ И РАСТВОРЯЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ

НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Нефть и жидкие углеводороды (нефтепродукты) хорошо растворяют йод, серу,

сернистые соединения, различные смолы, растительные и животные жиры. Это свойство

нефтепродуктов широко используется в технике. Не случайно, на основе нефтепродуктов

производят большое число высококачественных растворителей для лакокрасочной,

резиновой и других отраслей промышленности.

Нефть также хорошо растворяет газы (воздух, оксид и диоксид углерода, сероводо­род, газообразные алканы и т.п.).

В воде ни нефть, ни углеводороды практически не растворимы. Из углеводородов

худшая растворимость в воде у алканов, в несколько большей степени растворимы в воде

ароматические углеводороды.

Следует помнить, что любая система растворитель - растворяемое вещество

характеризуется критической температурой растворения (КТР), при которой и выше

которой наступает полное растворение. Причем, если в смеси находятся вещества,

растворяющиеся в данном растворителе при разных температурах, то появляется

возможность их количественного разделения.

Деэмульсация водонефтяных эмульсий

Одним из этапов промысловой подготовки сырых нефтей является их деэмульсация,

которая производится путем отстоя в присутствии деэмульгаторов. Деэмульгаторы

широко применяют как в процессах подготовки нефтей на промыслах, так и при глубоком

обессоливании на блоках электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) НПЗ.

Деэмульгаторы - это специальный класс химических реагентов для разрушения

водонефтяных эмульсий. Деэмульгаторы представляют собой, как правило,

композиционные составы, включающие растворитель и активную основу. Основа, в свою

очередь, состоит из поверхностно-активных веществ (ПАВ) различных химических

структур и модификаций, часто с привлечением добавок: полифункциональных

соединений со свойствами смачивателей, диспергаторов, коагулянтов, флокулянтов. В

настоящее время существует большая потребность в высокоэффективных отечественных

деэмульгаторах, так как возрастает доля «проблемных» водонефтяных эмульсий.

Проблема разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий стоит особенно остро при

освоении месторождений природных битумов, тяжелых высоковязких и

высокосернистых нефтей с повышенным содержанием механических примесей. Для

подготовки к переработке такого сырья также необходимы высокоэффективные

деэмульгаторы.

Минерализация пластовых вод и неорганические вещества в нефти

Пластовые воды, добываемые с нефтью и образующие с ней дисперсную систему,

содержат, как правило, значительное количество растворимых минеральных солей.

Помимо солей, образующих истинные растворы, в пластовой воде содержатся

растворенные газы, химические соединения, образующие неустойчивые коллоидные

растворы (золи), такие, как SiO2, Fe2O3, Al2O3; имеются твердые неорганические

вещества, нерастворимые в воде и находящиеся во взвешенном состоянии.

Результаты многочисленных исследований минерального состава пластовых вод

показывают, что основную долю растворенных веществ составляют хлориды натрия,

магния и кальция. Кроме них (в зависимости от месторождения) могут присутствовать

йодистые и бромистые соли щелочных и щелочноземельных металлов, сульфиды натрия,

железа, кальция, соли ванадия, мышьяка, германия. Но в отличие от хлоридов,

содержание которых исчисляется процентами и десятками процентов от общего

количества растворенного вещества, содержание остальных солей исчисляется сотыми,

тысячными и еще меньшими долями процентов. В связи с этим минерализацию

пластовой воды часто измеряют по содержанию ионов хлора в единице объема с

последующим пересчетом на эквивалент натриевых солей. Помимо хлоридов пластовые

воды могут содержать значительное количество гидрокарбонатов кальция и магния,

которые часто называют солями временной жесткости. Сама нефть не содержит

хлорсодержащих солей. Они попадают в нее вместе с эмульгированной водой. Поэтому

одновременно с солями в нефти определяют и содержание воды (в %).

Механические примеси

Неорганические вещества находятся не только в пластовой воде. Некоторые из них

могут растворяться в нефти. К ним относятся различные соединения серы, ванадия,

никеля, фосфора и другие.

Механические примеси подразделяют на общие и несгораемые примеси. Общие

примеси определяют путем растворения нефти в растворителе (бензин, бензол,

петролейный эфир) и отделением их фильтрацией. Для определения несгораемых

примесей проводят озоление общих примесей, затем отфильтровывают несгоревший остаток (золу) через мембранный фильтр. Наличие механических примесей и солей в нефти причиняет особенно тяжелые и разнообразные осложнения при переработке.

ТЕПЛОТВОРНАЯ СПОСОБНОСТЬ

НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Калория - это количество тепла, которое изменяет температуру 1 г воды от 3,5° до 4,5°С. Эта единица иногда называется еще малой калорией, а 1000 малых калорий составляют одну большую калорию. Количество тепла, необходимое для того, чтобы повысить температуру 1 фунта (0,453 г) воды на1°F, и равное 252 малым калориям, называется британской тепловой единицей (В.Т.U.). Теплотворная способность нефтей уменьшается с увеличением их плотности (или с уменьшением значений плотности в градусах API). В общем виде зависимость между плотностью и теплотворной способностью нефтей показана в табл. 2. Теплотворная способность 1 фунта (0,453 г) нефти составляет около 10 500 - 11 700 тепловых единиц.

Для перевода градусов Цельсия в градусы Фаренгейта используют формулу:

°C = 5/9 (°F – 32)

Таблица 2. Зависимость между плотностью и теплотворной способностью нефтей

Плотность		Теплотворная способность, кал/г
уд. вес	°API
0,70 - 0,75	70,6 - 57,2	11700 - 11350
0,75 - 0,80	57,2 - 45,4	11350 - 11100
0,80 - 0,85	45,4 - 35,0	11100 - 10875
0,85 - 0,90	35,0 - 25,7	10875 - 10675
0,90 - 0,95	25,7 - 17,5	10 675 - 10 500

СЖИМАЕМОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефтьобладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн (1/Па, или Па^-1):

Где: ΔV - изменение объема нефти;

V - исходный объем нефти;

ΔP - изменение давления.

Значение коэффициента сжимаемости для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)×10^-3 МПа^-1. Cжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

ТЕПЛОВОЕ РАСШИРЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Коэффициент теплового расширения a_H (1/°С) показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти (НП) при изменении температуры на 1°С:

Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения изменяются в пределах (1-20)´10^-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.