Основные понятия о нефти

Физические и химические свойства нефти: основные характеристики

Физические свойства нефти, так же, как и её химические характеристики, изменяются в достаточно широком диапазоне, в зависимости от её состава. Например, консистенция этой жидкости меняется от легкой и газонасыщенной   до тяжелой и  густой, с высоким содержанием смол. Цвет этого полезного ископаемого также меняется от светлого, почти прозрачного,  до темно-коричневого, почти черного.

Эти нефтяные свойства определяет  преобладание в составе этой углеводородной смеси либо легких низкомолекулярных  соединений, либо сложно построенных тяжелых соединений с высокой молекулярной массой. Нефть и её применение для производства различных товаров, которые называются нефтепродукты, делают это полезное ископаемое важнейшим энергоносителем в современном мире.

Химический состав нефти

Химические свойства нефти и газа зависят от химической структуры их состава. Этот состав достаточно прост. Основные его элементы – это углерод (С) и водород (Н). Углерода в нефтях содержится от 83-х до 89-ти процентов, водорода – от 12-ти до   14-ти процентов.

Также в нефтях присутствует небольшое количество серы, азота и кислорода, а также примеси различных металлов. Соединения углерода и водорода называются углеводородами (СН).

Нефть – это  горючая маслянистая жидкость, цвет которой варьируется от светло-желтого до черного, состав которой в основном представлен  углеводородными соединениями.

Самый простой с химической точки зрения углеводород – это метан (СН4), который является горючим газообразным веществом, составляющим основу всех природных газов. Обычно в природном газе содержание метана составляет  от 90 до 95 процентов и более.

За метаном следуют: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан  (С5Н12), гексан (С6Н14) и так далее.

Начиная с пентана, углеводороды из газообразного состояния переходят в жидкое, то есть – в нефть.

Углерод при соединении с водородом образует огромное количество  соединений, различных по своему химическому строению и свойствам.

Для удобства все нефтяные углеводороды разделены на три группы:

• Алканы (метановая группа) с общей формулой СnH2n+2. Эта группа представляет собой насыщенные углеводороды, поскольку все их валентные связи задействованы. С химической точки зрения они – самые  инертные, другими словами – не способны вступать в реакции с другими химическими соединениями. Структура  алканов может быть или линейной (нормальные алканы), или  разветвленной (изоалканы).
• Цикланы (нафтеновая группа) с общей формулой СnH2n. Их главный признак –  пяти – или шестичленное кольцо, состоящее из атомов углерода. Другими словами, цикланы, в отличие от алканов, имеют  замкнутую в цепь циклическую структуру. Эта группа тоже представляет предельные (насыщенные) соединения и в реакции с другими химическими элементами они также почти не вступают.
• Арены (ароматическая группа) с общей формулой СnH2n-6. Их структура – шестичленные циклы, в основе которых лежит ароматическое бензольное ядро (С6Н6). Их отличает  наличие между атомами двойных связей. Арены бывают моноциклическими (одно бензольное кольцо), бициклическими (сдвоенные кольца бензола) и полициклическими (кольца соединены по принципу пчелиных сот).

Читать также: Способы расчёта дебита нефти

Нефть и природный газ  веществами с постоянным и строго определенным химсоставом не являются. Это сложные смеси  природных углеводородов, находящихся в газообразном, жидком и твердом состоянии.

Однако эта смесь не является простой в привычном понимании.

Ей ближе определение «сложный  раствор углеводородов», где в качестве  растворителя выступают   легкие соединения, а растворенные вещества – это высокомолекулярные углеводороды (в том числе асфальтены и  смолы).

Основное отличие раствора от простой смеси заключается в том, что компоненты, входящие его состав, могут  вступать во взаимодействие  друг с другом как с химической, так и с  физической точки зрения, и приобретать  в результате таких взаимодействий новые свойства, которых не было в первоначальных соединениях.

Плотность

Физические свойства нефти достаточно разнообразны, но самым важным среди них является её плотность (по-другому – удельный вес). Этот параметр  зависит от молекулярных весов входящих в её состав  компонентов.

Значение плотности нефти варьируется от 0,71 до 1,04 грамм на кубический сантиметр.

В нефтеносных коллекторах в нефти много  растворенного газа, поэтому в природных условиях её плотность меньше (в 1,2 – 1,8 раза), нежели в добытом дегазированном сырье.

По значению этого параметра нефть делится на следующие классы:

• класс очень легких нефтей (плотность – менее 0,8 грамм/см3);
• легкие нефти (от 0,80 до 0,84 грамм/см3);
• класс средних нефтей (от 0,84 до 0,88 грамм/см3);
• тяжелые нефти (плотность – от 0,88 до 0,92 грамм/см3);
• нефти очень тяжелого класса (> 0,92 грамм на кубический сантиметр).

Вязкость

Вязкость этого полезного ископаемого является свойством этого вещества оказывать сопротивление при перемещении относительно друг друга нефтяных частиц при движении нефти. Другими словами, этим параметром характеризуется подвижность этого углеводородного раствора.

Измеряют вязкость специальным прибором – вискозиметром. Единица  измерения в системе СИ – миллипаскаль в секунду,  в системе СГС  – грамм на сантиметр в секунду (Пуаз).

Вязкость бывает динамической и кинематической.

Динамическая показывает значение силы сопротивления перемещению жидкостного слоя,   площадь которого – один квадратный сантиметр, на 1 сантиметр  при скорости движения 1 сантиметр в секунду.  Кинематическая вязкость характеризует  свойство нефти сопротивляться перемещению одной жидкой части относительно другой, учитывая при этом силу тяжести.

Читать также: Главные правила хранения нефтепродуктов

Поднятая на поверхность нефть по этому параметру делится на:

№Полезная информация

1	маловязкую (вязкость –  менее 5 мПа/с)
2	с повышенной вязкостью (от 5-ти  до 25-ти  мПа/с)
3	высоковязкую  (большее 25-ти  мПа/с)

Чем легче углеводородная жидкость, тем меньше значение её вязкости. В пласте этот параметр нефти в меньше (причем – в десятки раз), чем вязкость этой же нефти, поднятой на поверхность и дегазированной.  Значение этого физического параметра велико, поскольку позволяет определить масштабы миграции в процессе формирования залежей.

Величину, обратную вязкости, называют текучестью.

серы в нефти

Это – весьма значимый параметр, который влияет на окислительные свойства этого полезного ископаемого. Чем больше в нем сернистых соединений – тем выше коррозионная агрессивность сырья и получаемых их него нефтепродуктов.

По этому показателю нефть бывает:

• малосернистой  (до 0,5 процента);
• сернистой  (от 0,5-ти до 2-х процентов);
• высокосернистой (> 2-х процентов серы).

Парафинистость

Эта важная характеристика нефти, которая напрямую влияет на  технологии, применяемые при ее добыче, а также на её трубопроводную транспортировку. Парафинистость – это содержание в сырье твердых углеводородов, называемых   парафинами (формулы – от С17Н36  до С35Н72) и церезинами (от С36Н74 до С55Н112).

Их концентрация в некоторых случаях доходит до 13-14 процентов, а, к примеру, нефть казахского месторождения Узень вообще имеет этот показатель на уровне  35-ти процентов.

Чем больше парафинистость, тем труднее добывать и транспортировать сырье.

Парафины отличаются  способностью к кристаллизации, что приводит к их выпадению в твердый осадок, а это закупоривает поры в продуктивном пласте, появляются отложения на стенках НКТ, в задвижках и на прочем технологическом оборудовании.

По значению этого параметра нефть бывает:

• малопарафинистая (< 1,5 процентов);
• парафинистая  (от 1,5 до 6-ти процентов);
• высокопарафинистая (> 6-ти процентов).

Газосодержание

Этот параметр по-другому называется  газовый фактор.

Он характеризует  количество кубометров газа в одной тонне дегазированной нефти. Другими словами, газосодержание – это количественная характеристика  того, сколько растворенного газа было в нефти, которая находилась в коллекторе,  и какое его количество перейдет  в свободное состояние в процессе извлечения сырья на поверхность.

Значение газового фактора может доходить до 300 – 500 кубометров на тонну, хотя среднее его значение варьируется от 30-ти до 100 кубометров на одну тонну.

Давление насыщения

Этот параметр (давление, при котором начинается  парообразование) является значение давления, по достижению которого из нефти начинает выделяться газ.

В естественных условиях продуктивного слоя это давление или равно внутрипластовому, иди меньше его. В первом газ полностью растворяется в жидкости, а во втором наблюдается газовая недонасыщенность.

Читать также: Методы расчёта нормы естественной убыли нефтепродуктов

Сжимаемость

Этот параметр обусловлен упругостью нефти и характеризуется коэффициентом сжимаемости  (βН). Этот параметр показывает величину изменения объема сырья в пласте в случае изменения давления на 0,1 МПа.

Коэффициент сжимаемости  учитывают на ранних этапах разработки, когда упругость газа и жидкости в пласте еще  растрачена , вследствие чего играет в энергетике пласта существенную роль.

Коэффициент теплового расширения

Этот параметр показывает, как изменяется первоначальный объем сырья в случае изменения температуры на 1 градус Цельсия.

Его используют в процессе проектирования и практического применения методов  теплового воздействия на продуктивные пласты.

Объемный коэффициент

Этот показатель характеризует – какой объем в коллекторе  занимает кубометр дегазированного сырья, пока оно насыщено газом.

Значение этого показателя, как правило, больше единицы. Средние значения колеблются от 1,2 до 1,8, хотя могут доходить и до двух-трех единиц. Объемный коэффициент применяется в расчетах для определения количества  запасов, а также при вычислении  коэффициента нефтеотдачи продуктивного слоя.

Температура застывания

Температура застывания показывает, при каком температурном значении в пробирке уровень охлажденной нефти не меняется при её наклоне на 45-ть градусов.

Чем больше в нефти твердых парафинов и чем меньше смол – тем выше этот показатель.

Оптические нефтяные свойства

Основным оптическим свойством этого вещества является его способность вращать вправо (изредка–влево) плоскость поляризованного светового луча.

Основные носители оптической активности в этом полезном ископаемом –  молекулы ископаемых животных и растений, которые называются  хемофоссилиями.

При облучении нефтей ультрафиолетом они начинают светиться, что говорит об их способности к люминесценции.

№ 54. Органическая химия. Тема 14. Источники углеводородов. Часть 2. Физические свойства нефти

Источник: https://neftok.ru/raznoe/fizicheskie-svojstva-nefti.html

Техническая часть

Нефть (греч. нбциб, или через тур. neft, от персидск. нефть; восходит к аккадск.

напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5–6 км. Однако на глубинах свыше 4,5–5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций.

Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1–3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др.

образования — например, битуминозные пески и битумы.

По химической природе и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту.

Иногда все эти горючие ископаемые объединяют под общим названием петролитов и относят к ещё более обширной группе так называемых каустобиолитов — горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также ископаемые твёрдые топлива — торф, бурые и каменные угли, антрацит, сланцы.

По способности растворяться в органических жидкостях (сероуглероде, хлороформе, спиртобензольной смеси) нефть, как и другие петролиты, а также вещества, извлекаемые этими растворителями из торфа, ископаемых углей или продуктов их переработки, принято относить к группе битумов.

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220–300 г/моль (редко 450–470).

Плотность 0,65–1,05 (обычно 0,82–0,95) г/смі; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831–0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления[1].

Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ?100 °C в случае тяжелых немфтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450–500°С (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560–580 °С (90–95 %). Температура кристаллизации от ?60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 ммІ/с для различных немфтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7–2,1 кДж/(кг•К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7–46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0–2,5; электрическая проводимость от 2•10?10 до 0,3•10?18 Ом?1•см?1.

Нефть — легко воспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от ?35[2] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят

Page 3

Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80–90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4–5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1–4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).

В основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30–35, реже 40–50 % по объёму) и нафтеновые (25–75 %). В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10–20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).

Наряду с углеводородами в состав нефти входят вещества, содержащие примесные атомы. Серосодержащие — H2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические и т. п.

(70–90 % концентрируется в остаточных продуктах — мазуте и гудроне); азотсодержащие — преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины (большей частью концентрируется в тяжелых фракциях и остатках); кислородсодержащие — нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые и др.

указанных соединений и примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем химическом составе нефти можно только условно.

Page 4

Класс углеводородов, по которому нефти даётся наименование, должны присутствовать в количестве более 50 %.

Если присутствуют углеводороды также и других классов и один из классов составляет не менее 25 %, выделяют смешанные типы нефти: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые, нафтено-ароматические, ароматическо-метановые и метано-ароматические; в них первого компонента содержится более 25 %, второго — более 50 %.

фракционный состав и продукты переработки нефти

Переработка нефти начинается с ее перегонки. Нефть представляет собой сложную смесь большого количества взаимно растворимых углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В ходе перегонки, повышая температуру, из нефти выделяют углеводороды, выкипающие в различных интервалах температур.

Для получения данных фракций применяют процесс, называемый ректификацией и осуществляемый в ректификационной колонне. Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой 20…

30 м и диаметром 2…4 м. Внутренность колонны разделена на отдельные отсеки большим количеством горизонтальных дисков, в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти.

Жидкость перемещается по сливным трубкам.

Перед закачкой в ректификационную колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 350…360 °С. При этом легкие углеводороды, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с температурой кипения выше 350 °С представляет собой мазут.

После ввода данной смеси в ректификационную колонну мазут стекает вниз, а углеводороды, находящиеся в парообразном состоянии, поднимаются вверх. Кроме того вверх поднимаются пары углеводородов, испаряющиеся из мазута, нагреваемого в нижней части колонны до 350 °С.

Поднимаясь вверх, пары углеводородов за счет контакта с жидкостью (орошением), подаваемой сверху, постепенно охлаждаются. Поэтому их температура в верхней части колонны становится равной Ю0…180°С.

По мере остывания паров нефти конденсируются соответствующие углеводороды.

Технологический процесс рассчитан таким образом, что в самой верхней части колонны конденсируется бензиновая фракция, ниже – керосиновая, еще ниже – фракция дизельного топлива.

Перегонка нефти с целью получения указанных фракций (по топливному варианту) производится на атмосферных трубчатых установках (AT). Для более глубокой переработки нефти используются атмосфер-но-вакуумные трубчатые установки (АВТ), имеющие кроме атмосферного вакуумный блок, где из мазута выделяют масляные фракции (дистилляты), вакуумный газойль, оставляя в остатке гудрон.

Источник: https://vuzlit.ru/736965/tehnicheskaya_chast

Понятие определения и происхождение нефти

   Нефть (определение нефти, через тур. neft, от персидского нефт; восходит к аккад. напатум — вспыхивать, воспламеняться) — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и определенных органических соединений.

По цвету нефть бывает красно – коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли.

Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

   Сырая нефть (понятие о нефти не прошедшей переработку) – природная легко воспламеняющаяся жидкость, распологающаяся в глубоких осадочных отложениях и хорошо известная благодаря ее использованию в качестве топлива и сырья для химического производства.

   Химическая нефть (химическое понятие о нефти) – это сложная смесь углеводородов с различным числом атомов углерода в молекулах; в их составе могут присутствовать сера, азот, кислород и незначительные количества некоторых металлов.

Сведения о нефти

   Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций.

Наибольшее число залежей нефти располагается на глубине от 1 до 3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и другие нефтяные образования — например, битуминозные пески и битумы.

   Углеводороды — органические соединения, состоящие исключительно из атомов углерода и водорода. Углеводороды считаются базовыми соединениями органической химии. Все остальные органические соединения рассматриваются как их производные.

Поскольку углерод имеет четыре валентных электрона, а водород — один, простейший углеводород — метан, или болотный газ CH4.

   По химическому составу и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту. Эти ископаемые объединяют под общим названием петролитов. Петролиты относят к ещё более обширной группе так называемых каустобиолитов — горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также ископаемые твёрдые топлива.

Первые сведения и упоминания о нефти

   Первые сведения о нефти упоминались еще в средние века, интерес к нефти, в основном, основывался на её способности гореть. Так сохранились первые сведения о «горючей воде — густе», привезённой с Ухты в Москву при Борисе Годунове.

До начала 18 века нефть преимущественно использовалась в натуральном, то есть непереработанном и неочищенном виде. Большое внимание на нефть в качестве полезного ископаемого было обращено только после того, как:    * в России заводской практикой братьев Дубининых (1823),    * в Америке химиком Б.

Силлиманом (1855),

было доказано, что из неё можно получить керосин — осветительное масло, подобное фотогену, уже в то время вырабатывавшемуся из некоторых видов каменных углей и сланцев и получившему широкое распространение в быту.

Преимущественное использование переработанной нефти началось только во второй половине 19 века, чему способствовал возникший в это время новый способ добычи нефти с помощью буровых скважин вместо колодцев. Первая в мире добыча нефти из буровой скважины состоялась в 1848 году на Биби-Эйбатском месторождении вблизи Баку.

Происхождение нефти

   Нефть — результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях (определение нефти).

   Керогены — это полимерные органические материалы, которые расположены в существующих породах, таких как нефтеносные сланцы, и являются одной из форм нетрадиционной нефти.

Они нерастворимы в обычных органических растворителях благодаря своей высокой молекулярной массе (более 1000 г Моль). Каждая молекула керогена является уникальной, поскольку она представляет собой случайное сочетание различных мономеров.

Согласно теории появления органических нефтяных материалов остатки растений и морских организмов под воздействием высоких температур и давления преобразуется в первую очередь в кероген, затем в битум и, наконец, в нефть и газ.

   Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно 7-10 тыс. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий:

Дата	Мировой регион	Первое применение нефти	Доказательство
6000 – 4000 лет до нашей эры	Берега Евфрата	Нефть применялась в качестве топлива, битума при строительстве и для дорог	Было обнаружено при археологических раскопках, установившие существование нефтяных промыслов
6 век до нашей эры	Вавилон	Вавилонский царь Навуходоносор II топил нефтью гигантскую печь, в которой попытался сжечь 3 еврейских юношей, что ему не удалось. Основное предназначение печи неизвестно	Свидетельство из Библии (Дан. 3:46)
Египет	В качестве бальзамирования усопших
Греция	Топливо	Высказывания у Плутарха и Диоскорида
1 век до нашей эры	Сураханы Баку	Уже было известно о залежах

Понятие о нефти

    * осадконакопление — период при котором остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;    * биохимический этап — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;    * стадия протокатагенеза — опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5 — 2 км, при медленном подъёме температуры и давления;    * мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) — опускание пласта органических остатков на глубину до 3 — 4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микро-нефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микро-нефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;    * апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) — опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180—250 °C. При этом органическое вещество теряет нефть генерирующий потенциал и реализовывает метаногенерирующий потенциал.    * И. М. Губкин отмечал также стадию разрушения нефтяных месторождений.

   Убедительные доказательства биогенной природы происхождения нефте – материнского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников (прогениторов) в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных типах нефти из залежей. Важным явилось обнаружение в составе нефти хемофоссилий — весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных структур явно биогенного происхождение нефти, то есть унаследованных (целиком или в виде фрагментов) от органических веществ. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (12C, 13C) в нефти, органическом веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез.

                       

Добыча нефти УЭЦН OIL-ECN.RU  © 2013-2019 | Исторические сведения понятие определения и происхождения нефти |

Определения и происхождение нефти  —>  Свойства и сорта нефти  —> Геология и миграция нефти  —> 

Классификация месторождений нефти

Источник: https://oil-ecn.ru/neft.html

Химический состав нефти

Нефть – жидкость сложного химического состава. Основными компонентами нефти являются:84ч87% – углерод (С), 12ч14% – водород(Н), 1ч3% – кислород(О), 1ч5% – сера(S), 0ч1% – азот(N).Соединения углерода и водорода называются углеводородами CmHn. Углеводороды подразделяются на две группы: алифатические и циклические.

К группе алифатических относятся насыщенные парафиновые (алкановые, метановые) и ненасыщенные (непредельные). Непредельные в свою очередь подразделяются на алкеновые (олефиновые, этиленовые), алкадиеновые (диолефиновые, диеновые) и алкиновые (ацетиленовые). К группе циклических углеводородов относятся ароматические (ареновые) и циклановые.

Циклановые в свою очередь подразделяются на циклоалкановые (нафтеновые), циклоалкеновые и циклоалкиновые .

Нефтепродукты содержат тысячи видов углеводородов. Бензины содержат углеводороды с содержанием от 5 до 11 атомов углерода, дизтоплива – от 12 до 20 атомов углерода, масла – от 20 до 50 атомов углерода.

Парафиновые углеводороды могут быть нормального строения (нормальные парафины) и изомерного строения (изопарафины).

Для нормальных парафинов характерна общая эмпирическая формула СnH2n+2 и строение в виде цепи с одинарными связями между молекулами СН3 – (СН2)n-2 – СН3, например нормальный октан С8Н18 : СН3 – СН2 – СН2 – СН2 – СН2 – СН2 – СН2 . Для изопарафинов характерна общая эмпирическая формула СnH2n+2 и наличие боковых связей между молекулами, например изооктан С8Н18:, используемый как эталонное топливо при определении октанового числа бензинов.

Нормальные парафины обладают наиболее высокой самовоспламеняемостью и химической стабильностью, что делает их необходимыми в дизтопливах, а низкая детонационная стойкость делает их нежелательными в бензинах.

При низких температурах нормальные парафины способствуют помутнению и застыванию нефтепродуктов, поэтому ограничиваются в летних дизтопливах. Кроме того они обладают низкими смазывающими свойствами.

Изопарафины обладают высокой детонационной стойкостью, что делает их необходимыми в современных бензинах и низкой самовоспламеняемостью, что делает их нежелательными в дизтопливах.

Для непредельных углеводородов характерна линейная и разветвленная структура и наличие двойных и тройных связей между молекулами. Для олефинов характерна общая эмпирическая формула СnH2n и наличие одной двойной связи между молекулами. Для диенов характерна общая эмпирическая формула СnH2n-2 и наличие как минимум двух двойных связей между молекулами.

Для алкинов характерна общая эмпирическая формула СnH2n-2 и наличие тройной связи между молекулами.

Непредельные углеводороды используются и для получения синтетических топлив и масел (алкилаты, поли-б-олефины)

Для ароматических углеводородов характерна общая эмпирическая формула СnH2n-6к и наличие одного или нескольких бензольных колец (к -количество колец), например:

Ароматические углеводороды обладают высокой детонационной стойкостью, необходимой для бензинов и низкой самовоспламеняемостью, что делает их нежелательными в дизтопливах. Повышенное их содержание в бензинах увеличивает нагарообразование в камере сгорания и выброс несгоревших углеводородов с отработавшими газами. Их наличие в маслах ухудшает вязкостно-температурную характеристику.

Для нафтеновых углеводородов характерна общая эмпирическая формула СnH2n и наличие одного кольца с одинарными связями между молекулами, например:

Для циклоалкеновых углеводородов характерна общая эмпирическая формула СnH2n-2 и наличие двух колец с с одинарными связями между молекулами, например:

Для циклоалкиновых углеводородов характерна общая эмпирическая формула СnH2n-4 и наличие трех колец с одинарными связями между молекулами. В целом для цикланов характерна общая эмпирическая формула СnH2n-2(к-1) и наличие нескольких колец с одинарными связями между молекулами (к -количество колец).

В циклановых углеводородах могут присутствовать и боковые связи, например:

По своим свойствам цикланы занимают промежуточное положение между парафиновыми и ароматическими. Наиболее часто они присутствуют в маслах.

Активные сернистые соединения непосредственно вызывают коррозию металлов, поэтому должны быть удалены из нефтепродуктов. Неактивные сернистые соединения непосредственной коррозии не вызывают, однако при сгорании серы образуются серный и сернистый ангидриды: S + O2 > SO2 ? 2S +3O2 > 2SO3, которые загрязняют атмосферу и вызывают газовую коррозию выпускных клапанов.

При сгорании водорода образуется вода, которая при взаимодействии с SO2 и SO3 образует минеральные кислоты: H2O + SO2 > H2SO3 и H2O + SO3 > H2SO4, которые вызывают жидкостную коррозию, в первую очередь цилиндров двигателя. Наличие некоторых неактивных сернистых соединений в маслах улучшает их противоизносные и противозадирные свойства. (R -углеводородный радикал).

Кислородсодержащие соединения могут быть в виде органических кислот, оксикислот, фенолов, смол, асфальтенов, карбенов и карбоидов

Органические кислоты R- COOH и оксикислоты R- ОН -COOH вызывают коррозию в первую очередь цветных металлов, способствуют образованию отложений в механизмах. Вместе с тем, присутствуя в маслах, высокомолекулярные кислоты улучшают их смазочные свойства.

Фенолы R- OH (R- для фенола ароматический углеводородный радикал) являются очень ядовитыми. Смолы способствуют образованию отложений в механизмах (осадков, лаков, нагара). Вместе с тем, присутствуя в маслах, они улучшают их смазочные свойства.

Смолы нестойки и в результате процессов окисления и полимеризации образуют асфальтены, карбены и карбоиды.

Асфальтены являются твердыми соединениями, которые растворяются в маслах и не растворяются в топливах. Они способствуют образованию отложений в механизмах. Вместе с тем, присутствуя в трансмиссионных маслах, они улучшают их смазочные свойства.

Карбены и карбоиды являются твердыми и нерастворимыми соединениями, которые вызывают абразивный износ деталей и способствуют образованию отложений в механизмах.

Азотистые соединения могут быть в виде пиридина C5H5N, хинолина C7H7N, аммиака NH3 и др. Они обладают неприятным запахом, а также разрушающе действуют на катализаторы в процессе переработки нефти.

Неорганические соединения в нефти могут быть в виде солей и воды, вызывая коррозию металлов и разрушая катализаторы в процессе переработки нефти.

Сущность прямой перегонки нефти заключается в ее разделении на различные фракции по температурам их выкипания (дистилляции). Структура углеводородов при этом не изменяется.

При атмосферной перегонке обессоленная и обезвоженная нефть нагревается до 360ОС и подается в нижнюю часть так называемой ректификационной колонны, которая по своей высоте разделена тарельчатыми перегородками на которых конденсируются соответствующие фракции – в верхней части наиболее легкие бензиновые, ниже керосиновые и на нижней перегородке дизельное топливо. В нижней части ректификационной колонны остается мазут, используемый в дальнейшем как сырье для вакуумной перегонки, а также как печное топливо и сырье для битума.

Температура нагрева нефти свыше 360ОС приведет к химическому разложению углеводородов. Для того чтобы этого не произошло, при получении масел мазут нагревается и перегоняется в ректификационной колонне в вакууме.

В результате вакуумной перегонки получают легкие, средние и тяжелые масляные дистилляты и остаток- гудрон (полугудрон), используемый как сырье для химической переработки и для получения битума.

Бензин, полученный прямой перегонкой обладает высокой химической стабильностью, однако очень низкой детонационной стойкостью, поэтому используется в дальнейшем как сырье для химической переработки и как компонент при производстве товарных сортов бензинов. При прямой перегонке в верхней части колонны образуются также газы.

К химическим методам относятся крекинг-процессы, риформинг, изомеризация, алкилирование и полимеризация. При использовании химических методов структура углеводородов получаемых нефтепродуктов значительно изменяется, а соответственно изменяются и их химические свойства.

Крекинг заключается в разложении более сложных и тяжелых углеводородов на более простые и легкие, которые формируют, как правило, светлые нефтепродукты. Схема крекинг-процесса может быть продемонстрирована на примере:

Топлива, получаемые термическим крекингом обладают низкой химической стабильностью в связи с присутствием непредельных углеводородов. Сырьем является гудрон (полугудрон).

При каталитическом крекинге основными факторами, способствующими расщеплению углеводородов являются высокая температура и присутствие катализаторов- алюмосиликатов и цеолитов.

В качестве сырья используется гудрон (полугудрон) и масляные дистилляты. Гидрокрекинг проводится при температуре 350 – 400ОС, давлении 3 – 14 Мра в присутствии катализаторов-алюмосиликатов и цеолитов, а также в присутствии водорода. В зависимости от сырья (гудрон, полугудрон, вакуумные дистилляты), режима и типа катализатора получают высококачественные топлива и масла.

Риформинг представляет собой процесс реформирования нормальных парафиновых и нафтеновых углеводородов в изопарафиновые и ароматические с высокой детонационной стойкостью. Сырьем являются бензиновые фракции прямой перегонки.

Изомеризация представляет собой процесс структурной перестройки нормальных парафиновых углеводородов в их изомеры, обладающие высокой детонационной стойкостью. Сырьем являются легкие бензиновые фракции прямой перегонки.

Алкилирование представляет собой процесс присоединения непредельного углеводорода к ароматическому или парафиновому с образованием более тяжелого углеводорода с высокой детонационной стойкостью, например:

Исходным сырьем для процесса алкилирования служат газы, образуемые при прямой перегонке нефти.

В результате полимеризации олефиновых углеводородов с 3-4 атомами углерода получают бензины с высокой детонационной стойкостью. Сырьем служат газы, образуемые при прямой перегонке нефти. Полимеризация (олигомеризация) олефинов используется также для получения синтетических масел (полиальфаолефинов).

Схема производства одного из современных нефтеперерабатывающих заводов: