Нефть и ее свойства

       Нефть— природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых органических соединений. Все нефтепродукты – это различные виды топлива, смазочные вещества, нефтехимическое сырье и растворители то продукты, полученные в результате переработки нефти. Светлые нефтепродукты – это бензин, дизельное топливо и арктическое дизельное топливо, а темные – мазут, битум строительный и дорожный, масла.

       Лаборатория нефтепродуктов создается для осуществления контроля над качеством и безопасностью производимых продуктов на всех этапах жизненного цикла от поставки и переработки сырья, до хранения, транспортирования и реализации АЗС. Только аккредитованная лаборатория нефтепродуктов может  иметь статус экспертной, а значит предоставлять услуги по определению  показателей качества нефтепродуктов на высоком уровне, соответствующим  государственным стандартам.  
        Для проведения испытаний дизельных топлив, автомобильных бензинов и других видов нефтепродуктов лаборатория нефтепродуктов должна быть оснащена высокочувствительным оборудованием, которое позволяет установить соответствие контролируемых показателей требованиям нормативной документации. В профессиональной деятельности лаборатория нефтепродуктов должна руководствоваться техническими условиями и государственными стандартами.

        Таким  образом, лаборатория нефтепродуктов  в качестве обязательного условия  деятельности предполагает контроль  и обеспечение сохранения качества  нефтепродуктов по условной цепочке  «производитель - конечный потребитель».

        Лаборатория нефтепродуктов помимо лабораторных исследований,  может проводить анализ нефтепродуктов в полевых условиях непосредственно на месте автозаправочной станции. Для этого используются передвижные лаборатории, полностью  укомплектованные необходимым оборудованием для экспресс анализа качества нефтепродуктов. 

Основным видом деятельности испытательной лаборатории нефтепродуктов  является ничто иное, как вычисление так называемого октанового числа нефтепродукта. Эта процедура осуществляется примерно следующим образом. Во-первых, берется сырье нефти.В лаборатории его помещают в специальную емкость и начинают разогревать.   
        После того, как нефть достигает определенных температур из нее начинают постепенно испаряться те соединения, которые имеют меньшую массу и более высокую температуру кипения. Их путем конденсации собирают в другие емкости и оставляют для дальнейшего исследования. На этом роль обыкновенной лаборатории нефтепродуктов заканчивается. Далее если эта организация не является просто подотделом испытательной лаборатории нефтепродуктов, их просто направляют туда для проведения дальнейших исследований. О последних следует рассказать несколько подробнее. Как известно, основной характеристикой любого нефтепродукта является так называемое октановое число. Это число соответствует тому, насколько данный образец нефтепродукта богат углеводородными соединениями. Если говорить о физической природе этих фракций, то они будут представлять собой маслянистые сгущения в составе нефти, которые слабо просматриваются даже при пристальном взгляде на емкость с нефтью. В испытательных лабораториях нефтепродуктов от нефти вышеописанным методом постепенно отделают те соединения, которые обладают большей маслянистостью и более высоким содержанием  углеводородов и соответственно, большим октановым числом.

Измерение параметров нефти  позволяет определить ее товарные качества.

Измеряемые параметры нефти используемые в лаборатории.

1.Удельный вес.

Одним из наиболее важнейших  физических параметров нефти является ее удельный вес. Удельным весом (g) называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4°С в том же объеме.

Удельный вес нефтей находится в пределах 0,75-1,00 при 20 градусах. Лишь как исключения встречаются нефти с удельным весом меньше 0,75, так, например, белая нефть (месторождение Сураханы) имела удельный вес 0,71. Густые асфальтовые нефти с удельным весом более 1,00 известны в Иране (уд. вес 1,016) и США в Калифорнии (уд. вес 1,01).

Удельный вес нефти  зависит от содержания в ней смолистых, от природы веществ, составляющих массу  нефти, т.е. от молекулярного веса ее компонентов и присутствия в  ней растворенного газа.

2.Плотность.

Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в  единице объема. Соответственно размерность  этой величины – кг/м³ или г/см³.

Для характеристики нефти, как  правило, используют величины относительной  плотности.

Относительная плотность (r) – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (m_н^t) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4⁰С  (m_в^t), взятой в том же объеме:

r^t₄  = m_н^t / (m_в^t)

Поскольку плотность воды при 4⁰С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.

          В соответствии с ГОСТом в Казахстане принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20⁰ С.

Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 20⁰ С:

r²⁰₄ =  r^t₄  +  Dt ·( t - 20)

где Dt – температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:

Dt = (18,310 – 13,233·r²⁰₄)·10^-4

В ряде случаев эту формулу  приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И.Менделеева:

r^t₄ =  r²⁰₄  -  Dt ·( t - 20)

Таким образом, плотность  нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.

Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав.

           Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и, наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого, данный показатель имеет особое значение при проведении операций купли-продажи для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от места добычи до места переработки и от места переработки до потребителей.

3.Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения

Продукты нефтепереработки относятся к числу пожароопасных  веществ.

Температурой  вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени.

Температура вспышки зависит  от фракционного состава нефтепродуктов. Чем ниже пределы перегонки нефтепродукта, тем ниже и температура вспышки. В среднем температура вспышки  бензинов находится в пределах от –30 до –40⁰С, керосинов 30-60⁰С, дизельных топлив 30-90⁰С и нефтяных масел 130-320⁰С.

Температурой  воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Температура  воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше эта разница.

Температурой  самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего пламени. Тяжелые нефтяные остатки самовоспламеняются при 300-350⁰С, а бензины только при температуре выше 500⁰С.

4.Температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации.

Нефть и нефтепродукты  не являются индивидуальными веществами, а представляют собой сложную  смесь органических соединений. Поэтому они не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. Влияние температуры на агрегатное состояние нефти и нефтепродуктов имеет важное значение при их транспортировке и эксплуатации. Чем больше в нефти твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние — с повышением их содержания температура застывания понижается.

Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне низких температур. Чем больше содержание парафинов (твердых углеводородов), тем выше температура застывания нефтепродукта. Следует отметить, что потеря текучести может быть связана и с увеличением вязкости продукта с понижением температуры.

Температура помутнения указывает на склонность топлива поглощать при низких температурах влагу из воздуха (это особенно опасно для авиационных топлив, поскольку образующиеся кристаллики льда могут засорять топливоподающую аппаратуру, что может привести к трагедии).

Температура начала кристаллизации карбюраторных и реактивных топлив не должна превышать –60⁰С. По этой причине в зимних сортах бензина нежелательно наличие высокого содержания ароматических углеводородов. При повышенном содержании бензола и некоторых других ароматических углеводородов эти высокоплавкие соединения могут выпадать из топлива в виде кристаллов, что приводит к засорению топливных фильтров и остановке двигателя.

5.Вязкость.

Вязкостью жидкости называется ее способность оказывать сопротивление  перемещению ее частиц относительно друг друга под влиянием действующих  на них сил. Вязкостью определяются масштабы перемещения нефти и газа в природных условиях, ее необходимо учитывать в расчетах, связанных с добычей этих полезных ископаемых.

Особенно важна эта  характеристика для определения  качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. По значению вязкости судят о возможности  распыления и перекачивания нефтепродуктов при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.

Среди различных групп  углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, а наибольшую — нафтеновые углеводороды. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их вскипания.

Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную (удельную) вязкость нефти.

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па к взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м2, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. По динамической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к ее плотности при той  же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ — м2/с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.

Относительная (удельная) вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды.

6. Поверхностное  натяжение.

Поверхностное натяжение  определяется работой, которую нужно  произвести, чтобы увеличить свободную  поверхность жидкости на 1 см2, не меняя ее температуры. Выражается в СИ — Дж/м2.

Поверхностное натяжение  является результатом действия молекулярных сил, которые у разных веществ  разные. Силы сцепления молекул жидкости с молекулами твердого тела могут  быть больше, чем силы сцепления  между молекулами жидкости. Молекулярные силы сцепления между водой и  породой больше, чем между нефтью и породой. Это может привести к вытеснению нефти водой из мелких пустот породы в более крупные, т. е. к миграции нефти в горных породах. Добавляя в жидкость поверхностно-активные вещества, можно изменять ее поверхностное натяжение.

7. Оптические  свойства нефти.

           Оптическим характеристикам нефти относятся цвет, флуоресцентную и оптическую активность.

Углеводороды нефти бесцветны. Тот или иной цвет нефти придают содержащиеся в них смолы и асфальтены, а также некоторые сернистые соединения. Чем тяжелее нефть, тем больше содержится в ней смолисто-асфальтеновых веществ, и тем она темнее.

Флуоресценцией называется свечение в отраженном свете. Это явление характерно для сырой нефти и нефтепродуктов. Причины флуоресценции нефти точно не известны. Не исключено, что это связано с наличием в нефти полиядерных ароматических углеводородов или примесей. Не случайно, глубокая очистка нефти ликвидирует флуоресценцию.

Под оптической активностью нефтепродуктов понимают их способность вращать плоскость поляризации света. Большинство нефтей вращают плоскость поляризации вправо, т.е. содержат в своем составе правовращающие изомеры. Практического значения это свойство нефти не имеет.

Для количественной характеристики оптических свойств нефти и нефтепродуктов нередко используют показатель преломления (n²⁰_D), удельную рефракцию (r), рефрактометрическую разность (R_i), удельную дисперсию (d).

Удельная рефракция (r) определяется формулой Л.Лоренца и Г.Лоренца:

r = (n²_D –1)/ (n²_D +2)r

или формулой Гладсона-Дейля:

r = (n_D –1)/r

(в обоих формулах значения показателя преломления и плотности берутся для одной и той же температуре).

Рефрактометрическая разность (интерцепт рефракции) R_i также связан с плотностью и показателем преломления:

R_i =n²⁰_D - r²⁰₄/2

Эта константа имеет  постоянное значение для отдельных  классов углеводородов, например, алканы – 1.0461; мноциклические углеводороды – 1.0400; полициклические – 1.0285; ароматические – 1.0627 и т.п.

Удельная дисперсия (d) характеризует отношение разности показателей преломления для двух различных частей спектра к плотности:

d = (n_{F -} n_c) 10⁴/r

где n_F  и n_c - показатели преломления для голубой и красной линий водорода соответственно (l = 4861 ммк и 6563 ммк).

8. Электрические  свойства.

    Электрические свойства нефти играют особую роль. Нефть не проводит электрический ток(диэлектрическая проницаемость нефти ~2; для сравнения у стекла она ~7-8), поэтому для обнаружения в разрезах скважин нефтеносных пластов используют электрические методы. У безводных чистых нефтепродуктов электропроводность совершенно ничтожна, что имеет важное практическое значение и применение. Так, твердые парафины применяются в электротехнической промышленности в качестве изоляторов, а специальные нефтяные масла (конденсаторное, трансформаторное) – для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры, например, для наполнения кабелей высокого давления (изоляционное масло С-220).

Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Их разряд может вызвать  искру, а следовательно и загорание нефтепродукта. Надежным методом борьбы с накоплением статического электричества является заземление всех металлических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т.п.

9. Теплота  сгорания.

    Теплота сгорания нефти очень высока. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа в таблице №2.

Таблица №2. Теплота сгорания нефти

10. Содержание  воды.

      При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти.

      Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам из-за увеличения вязкости. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах, часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такая нефть получила название "амбарной нефти". Она является высоко обводненной, смолистой, с большим содержанием механических примесей и тяжело обезвоживаемой.

     Вода, присутствующая в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры.При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.Содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

     Следовательно, вода оказывает негативное влияние, как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

11. Содержание  механических примесей.

Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефти и способами ее добычи.Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.При подогреве нефти в отстойниках, резервуарах и трубах часть высокодисперсных механических примесей выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

12. Содержание  серы.

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями  сырой нефти. По химической природе  это соединения сульфидов, гомологов  тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в нефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.Меркаптаны или тиоспирты — легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры — нейтральные вещества, которые не растворяются в воде, но растворяются в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды — тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах и очень мало — в воде; тиофен — жидкость, не растворяющаяся в воде.

Соединения серы в нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях  с водой вызывают интенсивную  коррозию металла. Особенно в этом отношении  опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной  способностью, разрушают цветные  металлы и железо. Поэтому их присутствие  в товарной нефти недопустимо.

13. Наличие  хлористых и других минеральных  солей

Перегонка нефти, содержащей соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а  также из-за отложения солей в  трубах печей и теплообменниках.

Из содержащихся в нефти  хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий.

При перегонке сернистой  нефти сероводород реагирует  с железом и образует не растворяемый в воде сульфид железа, который  в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образом, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия  коррозии. Но выделившийся хлористый  водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые  порции сероводорода, и образуется нерастворимое в воде хлористое  железо. В результате обнажается поверхность  металла и протекает интенсивная  сопряженная коррозия сероводородом  и хлористым водородом.

Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток  при перегонке нефти и используются в качестве котельного топлива, приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.

Переработка такой нефти  может осуществляться только после  обязательного обессоливания и  обезвоживания.

14. Содержание парафина

При транспортировке парафинсодержащей  нефти, на стенках трубопроводов, а  также на деталях оборудования часто  откладывается парафин. Это объясняется  тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, а также тем, что частицы  парафина, выделившиеся из нефти, вследствие высокой концентрации или колебания  температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его  стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует  повышения давления для поддержания  необходимого расхода (объема протекающей  жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Таким образом, знание содержания в нефти и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.