Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
"Кубанский государственный университет (ФГБОУ ВПО КубГУ)"
Кафедра
региональной и морской геологии
Реферат
Физико-химические
свойства нефти и газа
Работу выполнила:
студентка 3 курса 36 группы
Лопухова А.О.
Работу проверил:
доцент,к.г-м.н
Твердохлебов И.И.
Краснодар
2015
Содержание
Введение
. Физико-химические свойства нефти и газа
. Плотность
. Вязкостные свойства
. Поверхностное натяжение
. Застывание и плавление, загустевание и размягчение, испарение, кипение и перегонка
. Растворимость и растворяющая способность
. Молекулярная масса
. Тепловые свойства
. Цвет, флуоресценция и люминесценция
10. Оптические свойства
. Электрические свойства
. Элементный состав нефти
. Фракционный состав нефти
. Групповой химический состав нефти
Заключение
нефть газ геологический перегонка
Нефть и продукты ее преобразования были известны еще в далеком прошлом, их использовали для освещения или в лечебных целях. Потребность в нефти и в нефтепродуктах резко возросла в начале ХХ в. В связи с появлением двигателей внутреннего сгорания и быстрым развитием промышленности.
В настоящее время нефть и газ, а также получаемые из них продукты применяются во всех отраслях мирового хозяйства. Значение нефти и нефтепродуктов особенно возросло за последние годы с связи с возникшим на Западе энергетическим кризисом.
Нефть и газ все больше и больше используются не только в качестве топлива, но и в качестве ценного сырья для химической промышленности. Великий русский ученый Д.И. Менделеев говорил, что сжигать нефть в топках - преступление, так как она является ценным сырьём для получения множества химических продуктов. Из нефти и газа в настоящее время вырабатывается огромное число продуктов, которые используются в промышленности, сельском хозяйстве, в быту (минеральные удобрения, синтетические волокна, пластмассы, каучук и т.д.). В последние годы во многих странах мира ведутся исследования с целью переработки нефти и нефтепродуктов при помощи микроорганизмов в белки, которые могут быть использованы как корм для скота. [1]
Несомненно, исследование природы нефти и газа играет важнейшую роль для
нас - людей, живущих в век огромных потребностей. А поскольку, УВ -
удивительные системы, которые имеют свои ярчайшие особенности, изучение их
физических и химических свойств актуально для каждого геолога - специалиста,
поэтому данный реферат имеет место быть.
1. Физико-химические свойства нефти и газа
Нефть (от персидского нефт - вспыхивать, воспламеняться) - горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом от светло-коричневого (почти бесцветного) до тёмно - бурого (почти черного) цвета. Это жидкие гидрофобные продукты процесса фоссилизации органического вещества пород, захороненного в субаквальных отложениях.
В химическом отношении нефть представляет систему сложного природного углеводородного раствора, в котором растворителем являются легкие углеводороды (УВ), а растворенными веществами прочие компоненты - тяжелые УВ, смолы, асфальтены.
В составе нефти обнаружены сотни углеводородов различного строения, многочисленные гетероорганические соединения. Впервые понятие о нефти как о природном УВ - растворе было введено А.Н. Гусевой. Ранее нефть считали смесью природных органических соединений. В растворе не только присутствуют частицы растворенного вещества и растворителя, но и может происходить физическое и химическое взаимодействие частиц растворенного вещества и растворителя. Кроме того, растворы характеризуются эмерджентными, или вновь появляющимися свойствами, которые не были присущи исходным компонентам.
С физической точки зрения нефть рассматривается как раствор газообразных и твердых углеводородов в жидкости. Природная нефть, добываемая из недр Земли, всегда содержит некоторое количество растворенных в ней газов (попутные природные газы), главным образом метана и его гомологов.
Анализ нефтей с выделением индивидуальных соединений требует много времени. В технологических расчетах при определении качества сырья, продуктов нефтепереработки и нефтехимии часто пользуются данными технического анализа, который состоит в определении некоторых физических, химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов. С этой целью используют следующие методы, в комплексе дающие возможность охарактеризовать товарные свойства нефтепродуктов в различных условиях эксплуатации, связать их с составом анализируемых продуктов, дать рекомендации для наиболее рационального их применения:
физические - определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы, а также некоторых условных показателей (пенетрация, дуктильность);
химические, использующие классические приемы аналитической химии;
физико-химические - колориметрия, потенциометрическое титрование, нефелометрия, рефрактометрия, спектроскопия, хроматография;
специальные - определение октанового и цетанового чисел моторных топлив, химической стабильности топлив и масел, коррозионной активности, температуры вспышки и воспламенения и др.
Нефти различаются по плотности, т.е. по массе, содержащейся в единице их объема. Если в сосуд с нефтью налить воду, то, за исключением редких случаев, нефть всплывает. Обычно она легче воды. Плотность нефти, измеренная при 20°С, отнесенная к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной плотностью нефти. Определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение относительной плотности, используя коэффициент объемного расширения, значения которого приводятся в справочной литературе. Относительная плотность нефтей колеблется в пределах 0,5-1,05 кг/дм3 (обычно 0,82-0,95). Нефти с относительной плотностью до 0,85 называются легкими. Своей легкостью они обязаны преобладанию в их составе метановых углеводородов. Относительную плотность от 0,85 до 0,90 имеют средние нефти, а свыше 0,90 - тяжелые. В тяжелых нефтях содержатся преимущественно циклические углеводороды.
Плотность нефти зависит от многих факторов: химической природы входящих в нее веществ, фракционного состава, количества смолистых веществ, количества растворенных газов и других. Плотность нефти зависит и от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с ее увеличением. Исключения из этого правила объясняют вторичными явлениями, например, миграцией легких нефтей в более высокие горизонты залегания.
При определении плотности нефтей и нефтепродуктов обычно пользуются несколькими методами: с помощью ареометров (нефтеденсиметров), методом взвешенной капли, с помощью гидростатических весов, пикнометрическим методом (наиболее точный).
В сочетании с другими показателями (коэффициент преломления, молекулярная масса) плотность используется для определения углеводородного или структурно-группового состава нефтяных фракций.
При добыче и транспортировке нефти большое значение имеет такое ее свойство, как вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление (трение) отдельных частиц жидкости движению общего потока.
У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. Она уменьшается также с повышением температуры, так как при этом увеличивается расстояние между молекулами. Поэтому при добыче и дальнейшей транспортировке по трубопроводам тяжелые нефти требуют подогрева. При 80-100°С вязкость тяжелых нефтей приближается к вязкости легких.
Для характеристики вязкости нефтей и нефтепродуктов на практике наиболее широко используется кинематическая вязкость, равная отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения.
Вязкость очень сильно зависит от температуры, поэтому всегда указывается температура ее определения. Вязкость нефти при 50°С колеблется в пределах 1,2-55 сСт (сантистоксов) и зависит от ее химического и фракционного состава, содержания асфальто-смолистых веществ. Чем легче фракционный состав нефти и чем выше ее температура, тем ниже вязкость; чем больше асфальто-смолистых веществ, тем она выше.
Поверхностным натяжением (плотностью поверхностной энергии) называется отношение работы, требующейся для увеличения площади поверхности, к величине этого приращения плотности. Для различных нефтей поверхностное натяжение на границе с воздухом колеблется в пределах 25-30 мН/м. Нефтепродукты, слабо очищенные от полярных примесей, имеют низкое поверхностное натяжение на границе с водой. Для хорошо очищенных бензинов и масел (медицинское, трансформаторное) значения поверхностного натяжения составляют до 50 мН/м.
Что касается зависимости поверхностного натяжения нефтепродуктов от их химического состава, то при одинаковом числе углеродных атомов в молекуле (С 6) наибольшим поверхностным натяжением при температуре 20°С обладают ароматические углеводороды, наименьшим - метановые, а нафтеновые и олефиновые углеводороды занимают промежуточное положение.
Поверхностное натяжение углеводородов и нефтяных фракций является линейной функцией температуры. С повышением температуры оно уменьшается и при критической температуре равно нулю. С увеличением давления поверхностное натяжение в системе газ - жидкость уменьшается.
У нефтей и нефтепродуктов, как у сложных смесей, нет одной какой-либо точки застывания или точки плавления. Для них характерно наличие лишь температурных интервалов как застывания, так и плавления. Застывание и плавление нефтепродуктов всегда сопровождаются промежуточными стадиями - загустеванием и размягчением. Жидкая нефть обычно застывает около -20°С, но иногда она загустевает даже при незначительном охлаждении (температура приблизительно +11°С). Чем больше содержание в нефти твердых парафинов, тем при сравнительно более высокой температуре она застывает.
Наименьшую температуру застывания (до -80°С и ниже) имеют бензины, затем - в порядке возрастания этой температуры - располагаются керосины, легкие и тяжелые масла.
Природные вещества могут находиться в четырех агрегатных состояниях: твердом, жидком, газообразном и плазме. Каждое агрегатное состояние характеризуется определенной внутренней структурой вещества и соответственно определенными свойствами. При переходе из твердого состояния в жидкое происходит плавление, при переходе из жидкого в газообразное - испарение. В твердом теле молекулы вещества колеблются относительно своих положений равновесия в кристаллической решетке. Если кристаллу сообщить энергию, колебания усиливаются и кристаллическая решетка может разрушиться. Фазовый переход из твердого состояния в жидкое происходит при определенной, зависящей от давления температуре. Обычно температура плавления повышается с возрастанием давления.
В жидкостях молекулы связаны между собой молекулярными силами сцепления. При подводе энергии к жидкости тепловое движение молекул усиливается и эти силы уже не могут удержать молекулы в жидкости. Фазовый переход из жидкого в газообразное состояние происходит при определенной (сильно зависящей от давления) температуре, называемой температурой кипения. С явлением испарения нефтей и нефтепродуктов приходится считаться главным образом при их хранении и транспортировке. Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой весьма сложные смеси различных углеводородов и неуглеводородных соединений с разными температурами кипения, то речь может идти лишь о температурных пределах, в которых выкипает та или иная смесь. Температура кипения нефти колеблется в интервале 50-550°С.
Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные ее компоненты переходят в газообразное состояние при различной температуре кипения.
Легкие нефти вскипают при 50-100°С, тяжелые - при температуре более 100°С. Самая высокая температура кипения у парафинов, поэтому при понижении температуры они выпадают из нефти в осадок.
При извлечении нефти из высокотемпературных пластовых условий на земную поверхность по стволу буровой скважины парафины откладываются на стенках труб.
Различие температур кипения углеводородов, входящих в состав нефтей, широко используется на практике для разделения нефти на температурные фракции (франц. "фрактьон" - доля, часть от лат. "фракцио" - излом, ломание).
Так, при нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С - лигроиновой, при 250-315°С - керосиновогазойлевой и при 315-550°С - масляной. Остаток представлен гудроном.
В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с С11 - C1, газойлевая - с Cl4 C17 и т.д.
Обычно нефти плотностью менее 0,9 начинают кипеть при
температуре, которая ниже 100°С. Температура начала кипения нефти зависит от ее
химического состава. Так, при одной и той же плотности нафтеновые и
ароматические углеводороды кипят при более низкой температуре, чем метановые.
С водой ни нефти, ни нефтяные углеводороды практически не смешиваются, а их взаимная растворимость очень мала и не превышает сотых долей процента. Однако следует различать растворимость нефтепродуктов и углеводородов в воде и, наоборот, растворимость воды в нефтепродуктах и нефтяных углеводородах. Растворимость нефтепродуктов в воде крайне низка и уменьшается от бензинов к более тяжелым продуктам - керосинам и смазочным маслам. С повышением температуры (до критической) она увеличивается.
В нефтяных углеводородах вода растворяется в незначительном количестве - от 0,003 до 0,13% (мас.) при 40°С. В наибольшем количестве вода растворяется в непредельных углеводородах. Близки к последним по растворяющей способности и ароматические углеводороды. Наименьшее количество воды растворяют метановые углеводороды. С увеличением молекулярной массы растворяющая способность всех углеводородов в отношении воды уменьшается.
Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов, что примерно в 10 раз больше растворимости природного газа в воде.
По соотношению содержания метана и его гомологов природные углеводородные газы подразделяются на сухие и жирные. В сухом газе преобладает метан - 98,8%, в жирном - до 50% составляют этан, пропан, бутан и высшие углеводороды. Жирный газ растворяется в нефти лучше, чем сухой.
При определенных условиях жидкие углеводороды могут растворяться в газе. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при повышении давления до 20-25 МПа и температуре 90-95°С жидкие углеводороды могут перейти в парообразное состояние (испариться) и раствориться в газе. Это свойство жидких углеводородов, в противоположность процессу растворения (конденсации) углеводородных газов в нефти, называется обратным, или ретроградным (лат. "ретро" - обратно, назад), испарением. Такие условия имеют место на глубине, в недрах Земли. При извлечении газа на поверхность температура и давление резко снижаются и из газовой смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов. Это явление называется обратной конденсацией. Газовые залежи, в которых нефть находится в парообразном состоянии и насыщает свободный газ, называются газоконденсатными. Содержание конденсата в таких залежах колеблется от 50 до 300-400 см3/м3.