СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
Введение
С очень давних времен люди добывали из недр Земли природные горючие ископаемые: уголь, нефть, газ. С развитием химической промышленности, энергетики, транспорта особое значение приобрела, не только добыча, но и переработка нефти и газа с целью получения большого количества веществ, необходимых в народном хозяйстве.
Химическая технология нефти и газа базируется на процессах физического разделения компонентов нефти и газа, их химических превращениях. Для этого необходимо иметь представление о химической природе и составе нефти и газа, их поведение при повышенных температурах и давлении.
Современные процессы переработки направлены на использование богатейшего химического потенциала нефти, обусловленного широким групповым составом углеводородов и гетероатомных соединений.
Сырая нефть представляет собой жидкость более лёгкую, чем вода; нефть различных месторождений различна по многим физико-химическим свойствам: цвету, плотности, вязкости, пределам выкипания, температурам застывания.
Эти показатели дают определенную характеристику товарных качеств нефти. Некоторые из них входят в ГОСТы на товарные нефтепродукты, косвенно или непосредственно характеризуя их эксплуатационные свойства. Другие используются при расчете и проектировании нефтепроводов, нефтеперерабатывающей аппаратуры и т. д.
4
СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
Физические и химические свойства нефти
1.1 Происхождение нефти
Слово «нефть» (от англ. Petroleum) происходит от гр., что означает
«petro» - «камень» и «oleum» - «масло».
Нефть — природная дисперсная система жидких углеводородов, в которой растворены газообразные и твердые вещества. Наряду с углеводородами, в нефти присутствуют гетеро органические и гетероатомные соединения, содержащие, помимо углерода и водорода, азот, серу, кислород и другие элементы.
По - другому, нефть — это широкий комплекс газообразных, жидких и твердых углеводородных соединений.
До сегодняшнего дня, исследователи не достигли полного согласия по происхождению «природной нефти». В современном научном мире существуют две основные гипотезы о происхождении нефти и газа: неорганическую и органическую.
Сущность органической теории заключается в следующем. Все горючие углеродистые ископаемые (нефть, газ, уголь, горючие сланцы) являются генетически родственными образованиями. Все они возникли из отмерших остатков живых организмов, обитавших на Земле в разные геологические эпохи. Источником образования нефти являются органические остатки преимущественно низших растительных (планктон, водоросли и др.) и животных организмов (рачки, бактерии и др.), обитавших в толще воды и на дне водоемов. Под действием окружающей среды
водоемов происходило разложение отмерших организмов. |
|
Гипотезу об органическом происхождении нефти |
впервые высказал |
М. В. Ломоносов в 1763 г. По его мнению, нефть |
образовалась под |
воздействием «подземного огня на окаменелые уголья», в результате чего возникли асфальты, нефти и «каменные масла»
В 1932 г. И. М. Губкин пытался окончательно сформулировать положение об органическом происхождении нефти, исследуя органические илы (сапропель), состоящие из разложившихся остатков преимущественно низших водорослей и микроорганизмов водоемов. Он считал процесс нефтеобразования длительным, непрерывным и постадийным.
Взгляды И. М. Губкина на образование нефти лежат в основе современной органической теории, но в качестве исходного вещества теперь рассматривают не только сапропелитовые, но и сапропелито-гумусовые
5
СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
вещества.
Академик И. М. Трофимук, дополнив и уточнив основополагающие взгляды академика И. М. Губкина, предложил выделить пять основных стадий образования нефти: осадконакопление, биохимическая, протокатагенез, мезокатагенез, апокатагенез. В свете новейших мировых достижений науки о нефти гипотеза академика И. М. Трофимука о происхождении нефти кажется наиболее правдоподобной.
Параллельно органической теории развивалась неорганическая (минеральная) теория происхождения нефти.
Гипотезу неорганического происхождения нефти высказал Д. И. Менделеев в 1877 г. В основе этой теории лежит возможность образования углеводородов при взаимодействии расплавленных карбидов металлов с водой.
Но, эта гипотеза не объясняла причин многообразия состава нефтей даже в одном месторождении, а также того, что нефть обнаруживают в осадочных породах, содержащих остатки живых организмов.
В1960 г. Н. А. Кудрявцевым была сформулирована «магматическая» гипотеза происхождения нефти. Согласно этой гипотезе нефть образуется в магме в небольших количествах, а затем поднимается по трещинам и разломам, заполняя пористые песчаники. Эти процессы могут, происходить
ив настоящее время.
В1990 г. академик И. И. Чебоненко предложил осадочнонеорганическую гипотезу происхождения нефти. Согласно этой теории, нефть — это продукт синтеза водорода и углерода в приповерхностных участках Земли. Нефтяные углеводороды формируются в верхних участках земной коры, где глубинный водород взаимодействует с образовавшимся из остатков растений углеродом. Эта теория объясняет многообразие состава нефти и нахождение ее в породах, содержащих остатки живых организмов.
Тем не менее вопрос о происхождении нефти до сих пор остается открытым, хотя все больше нефтяников и геологов склоняются к органическому происхождению нефти.
1.2 Плотность
Это один из важнейших и широко употребляемых показателей качества нефтей и нефтепродуктов. Плотность определяется как масса единицы объема при определенной температуре и измеряется в кг/м3, г/см3 или г/мл. На практике имеют дело чаще с безразмерной величиной — относительной
6
СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
плотностью.
Относительной плотностью ( 2 ) нефти или нефтепродукта называет-
1
ся отношение их плотности, при температуре определения (tопр) к плотности дистиллированной воды при стандартной температуре (tст).
В качестве стандартных температур для воды и нефтепродукта в России, приняты стандартная температура tст=+4°С, а температура определения tопр = 20 °С. В ряде зарубежных стран стандартной температурой воды и нефтепродукта является 15,6°С ( 1515).
Для пересчета относительной плотности 1515 на плотность 420 можно использовать формулу
20 |
= 15 |
− 5 |
(1) |
4 |
15 |
|
|
где α - средняя температурная поправка на 1ºС.
Температурную поправку α на 1 °С рассчитывают по формуле
α = 0,001828 – 0,00132 20 |
(2) |
4 |
|
Зависимость плотности нефти и нефтепродукта от температуры основана на линейном законе (с повышением температуры их плотность снижается). В интервале температур от 0 до 150 °С плотность нефтепродуктов для искомой температуры можно рассчитать по формуле Д. И. Менделеева.
|
= 20 |
− ( − 20) |
(3) |
4 |
4 |
|
|
где 4 – относительная плотность при температуре анализа;420– относительная плотность при 20 °С;
α– средняя температурная поправка плотности на 1 °С; t – температура, при которой проводился анализ, С
Плотность ρt нефтепродуктов в пределах t = 20–250 °С можно рассчитывать по формуле, предложенной А. К. Мановяном
ρt = 1000 20 |
|
0.58 |
|
[ −1200∙( 20 |
−0.68)] |
|
||
− |
|
|
( − 20) − |
4 |
|
|
(t - 20) (4) |
|
20 |
1000 |
|
|
|||||
4 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
7
СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
Плотность, как правило, увеличивается с увеличением молекулярной массы углеводородов и с переходом от парафинов к олефинам, нафтенам и углеводородам ароматического ряда. Кроме того, плотность нефти колеблется в пределах каждого нефтегазоносного района. Это объясняется тем, что большинство разрабатываемых нефтяных месторождений представлено многопластовыми залежами, для которых, как правило, с увеличением глубины залегания продуктивного горизонта плотность нефти снижается.
Нефть, добываемая на территории России, существенно различается по качеству. Западно-сибирская нефть являются легкой и малосернистой. На промыслах Татарии, Башкирии, Удмуртии, Пермской и Оренбургской областей добывается тяжелая высокосернистая нефть.
Плотность сырой нефти составляет от 0,738 до 1,027 кг/м3 и чаще всего находится в пределах от 0,810 до 0,985 кг/м3. Плотность нефтяных фракций зависит от их химического и фракционного состава. Фракции, выделенные из парафинистой нефти, имеют меньшую плотность, чем из нефти со значительным содержанием ароматических углеводородов.
Плотность жидкостей определяют с помощью ареометров и пикнометров.
Для определения плотности газообразных продуктов за стандартные условия приняты давление в 0,101 МПа (760 мм рт. ст.) и температура 273 K
(0 °C).
8