Фізико-хімічні властивості нафти
Нафта має складний хімічний склад і являє собою суміш вуглеводневих та інших з'єднань. Основні складові нафти - метанові, нафтенові і ароматичні вуглеводні, що містять від 5 до 17 атомів вуглецю. Головними елементами в складі нафти є вуглець (до 87%) і водень (до 14%). Серед інших компонентів в складі нафти присутні сірка (до 6%), азот (до 0,3%), кисень (до 3%). У малих кількостях в нафті містяться важкі метали та інші елементи. У нафти можуть бути розчинені різні гази органічного та неорганічного походження.
Самі вуглеводні безбарвні, а колір нафти надають які у ній смоли і асфальтени. Смоли мають інтенсивним забарвленням і сильною фарбувальної здатністю. Асфальтени - речовини з молекулярною масою 1600-6000, що не плавляться при високій температурі.
Фізичні властивості нафти залежать від переважання в ній тих чи інших класів вуглеводнів. Залежно від переважного змісту вуглеводнів нафту може називатися парафіну, нафгтеновой або ароматичної. Спостерігається залежність - чим більше геологічний вік нафти, тим більше в її складі парафіну, і чим більше в нафті парафіну, тим менше в її складі смол і асфальтенів.
Властивості нафти в пластових умовах через високого тиску, температур і вмісту розчиненого газу значно відрізняються від властивостей дегазованої нафти. Фізичні властивості нафти в пластових умовах необхідно знати при складанні схем розробки родовища, виборі технології видобування нафти з пласта, а також обладнання для збору нафти на промислах.
Залежно від щільності при розрізняють нефтілегкіе (менш), середні () і важкі. Найбільш цінними є легкі нафти. в яких переважають бензинові та масляні фракції.
Фракційний склад нафти визначають в лабораторних умовах шляхом розгону. Розгін заснована на тому. що кожен вуглеводень має власну температуру кипіння. Легкі вуглеводні киплять при відносно низьких температурах, а важкі - при високих температурах - вище.
Легкі фракції з однаковими інтервалами кипіння мають приблизно однакову молекулярну масу. У міру зростання температури кипіння молекулярна маса нафтових фракцій збільшується (табл. 1.2).
Таблиця 1.2. Молекулярна маса нафтових фракцій в різних інтервалах температур кипіння
При поставці нафти на експорт її ціна залежить від властивостей, які визначають можливість отримання широкого асортименту продуктів, а також від вмісту сірки і парафінів. За фізико-механічними властивостями нафту, що поставляється на експорт, підрозділяється на чотири типи. Нафта типів 1 і 2 повинна здаватися з масовою часткою води не більше 1,0% і концентрацією хлористих солей не більше 100 мг / л. Масова частка парафіну повинна бути не більше 6%, об'ємний вихід фракцій при температурі - не менше 43%. Нафта може бути сировиною для отримання важких металів, наприклад, ванадію. Якщо нафта по ряду показників відповідає вищому типу, а хоча б по одному-нижчим, то нафту слід віднести до більш низького типу.
Властивості нафти визначає кількісне співвідношення між парафінові, нафтеновими, ароматичними вуглеводнями і іншими компонентами. Ці властивості необхідно враховувати на всіх етапах поводження з нафтою: при товарно-облікових операціях: при перекачуванні; при переробці і використанні в якості палива.
Параметри режимів транспортування нафти по трубопроводах визначаються, головним чином, щільністю, в'язкістю і їх залежністю від температури і тиску. Залежність щільності нафти від температури визначається наступним виразом:
де - щільність нафти в стандартних умовах: - коефіцієнт стисливості нафти, середнє значення якого. Величина, зворотна коефіцієнту стисливості, називається модулем пружності. Середнє значення модуля пружності для нафти.
В'язкість нафти залежить від вмісту в ній асфальто-смолистих речовин, парафіну і може в сотні разів перевищувати в'язкість води. Величина в'язкості зумовлює спосіб транспортування нафти по трубах.
Властивість теплоємності особливо важливо для нафти, яка транспортується по трубах з попереднім підігрівом. Теплоємність збільшується з підвищенням температури і зменшенням щільності. Підігрів нафти знижує її в'язкість і робить придатною для перекачування. Для більшості різновидів нафти теплоємність знаходиться в межах.
Властивість теплопровідності визначає перенесення теплової енергії в обсязі нерухомою нафти відповідно до закону теплопровідності Фур'є. Коефіцієнт теплопровідності для різних різновидів нафти знаходиться в інтервалі.
На температуру застигання нафти сильний вплив надають парафіни і асфальто-смолисті речовини. Це така температура, при якій охлаждаемая нафту не змінює рівня при нахилі пробірки на протягом 1 хв. При цій температурі нафта втрачає рухливість. Перехід нафти з рідкого стану в тверде відбувається поступово в деякому інтервалі температур. З позицій фізико-хімічної механіки нафтових дисперсних систем температура застигання нафти визначається як перехід з вільно дисперсного золю в зв'язано-дисперсне стан (гель).
Чим ближче температура нафти к. тим більше енергії потрібно на її перекачування. Для зниження температури застигання застосовують депресорні присадки. При охолодженні нафти в процесі перекачування по МН можливе утворення просторової структури або випадання в осад парафінів. Ці явища створюють труднощі при експлуатації МТІ їх обладнання. Прихована теплота плавлення парафінів, приблизно, дорівнює. Температура застигання легких різновидів нафти становить близько, парафінисті Мангишлакського нафти можуть застигати при. Такі нафти можна перекачувати тільки спеціальними методами.
Тиск насичених парів (ДНП) є важливим показником випаровуваності нафти і безпеки її транспортування і зберігання. ДНП - це тиск парів нафти над її поверхнею в замкнутому просторі в умовах термодинамічної рівноваги. Випаровування вуглеводневих рідин відбувається при будь-яких температурах до настання динамічної рівноваги, поки газовий простір не буде повністю насичене їх парами. У цьому стані число випаровуються і конденсуються молекул вирівнюється. Величина ДНП залежить від температури нафти і впливає на утворення парових пробок в трубопроводах, на величину втрат від випаровування при закачуванні і зберіганні несрті в резервуарах.
Абсолютний тиск парів в газовій порожнини трубопроводу або резервуару складається з суми парціальних тисків вуглеводнів, що входять до складу нафти. Тиск парів індивідуальних вуглеводнів (табл. 1.3) і нафтових фракцій можна визначати, користуючись різними таблицями.
Таблиця 1.3. Тиск насичених парів (МПа) алканів при різній температурі
Зважаючи на складний складу нафти ДНП визначають експериментально в стандартних умовах: в сталевому циліндрі при співвідношенні рідкої і парової фаз 1: 4 і строго певній температурі (), що дозволяє порівнювати різні нафти за цим показником. Наприклад, нафта Ромашкинского родовища (Росія) має ДНП 436 кПа (при вмісті парафіну 5,1%;), а ДНП нафти Усинского родовища - 362 кПа (при вмісті парафіну 10,8%;).
У трубопровідний транспорт стабільність нафти обмежується умовами поставки, згідно з якими ДНП не повинно перевищувати 66650 Па.
Середні тиску насичених парів різних нафтопродуктів мають таке значення (Па): бензин, гас, дизельне паливо.
Кипіння нафти - це процес освіти і зростання бульбашок пари всередині обсягу нафти з подальшим проривом бульбашок газоподібних фракцій вуглеводнів крізь вільну поверхню в навколишнє середовище. При кипінні випаровування відбувається не тільки з вільної поверхні, але і всередину бульбашок містяться в нафті газів.
Кипіння забезпечується не тільки за рахунок підведення тепла до нафти, але і за рахунок зниження зовнішнього тиску нижче значень ДНП. В цьому випадку бульбашки збільшуються в обсязі, спливають і прориваються в навколишнє середовище.
Кількість тепла, що витрачається на перетворення в пару одного кілограма рідини при температурі її кипіння, називають теплотою випаровування. Середні значення теплоти випаровування (кДж / кг): бензину - 300; гасу - 240; дизельного палива - 210; масел - 190.
При зберіганні нафти в відкритих земляних коморах відбувається випаровування її легких фракцій. Наприклад, динаміка випаровування мангишлацької нафти, що зберігається в земляному коморі, наступна (кг / т): протягом першого місяця - 95; протягом другого місяця - 15; протягом третього місяця - 10 кг / т природного убутку.
При трубопровідний транспорт нафти і нафтопродуктів особливий інтерес представляє окремий випадок кипіння рідини, що рухається, що виникає внаслідок місцевих знижень тиску. Це явище називається кавітацією. Кавітація може проявлятися як у вигляді появи окремих бульбашок, так і у вигляді заповнених нарами рідини порожнин (каверн), приєднаних до поверхні обтічних тіл. Подібні каверни нестійкі. Попадання такої каверни в область високого тиску закінчується її спаданням. схожим на гідравлічний удар. У цей момент відбувається миттєве місцеве підвищення тиску, в результаті чого поверхні твердих тіл піддаються багаторазовим мікроудари. Згодом відбувається кавітаційне руйнування (ерозія) матеріалів. Такого роду руйнування зустрічаються на поверхнях роторів насосів, арматури, лопатей суднових гвинтів.