Физико-химические свойства нефтей Ненецкого автономного округа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть - это жидкий природный раствор, состоящий из большого числа углеводородов (УВ) разнообразного строения и высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых веществ. В нем может быть растворено некоторое количество воды, солей, микроэлементов. Главные элементы: С - 83-87%, Н - 12-14%, N, S, O - 1-2%, реже 3-6% за счет S. Десятые и сотые доли процента нефти составляют многочисленные микроэлементы.

Уникальность Тимано-Печорской нефтегазовой провинции ТПНГП обусловлена большим разнообразием нефтей. Их свойства варьируют в широком диапазоне как с глубиной, так и по площади региона. Здесь установлено большое количество типов нефтей от самых легких бессернистых часто парафинистых алканового основания до тяжелых малосернистых и сильносернистых разностей нафтенового состава. Немаловажную роль в общих запасах играют высоковязкие нефти, на долю которых приходится около 40% от общего количества залежей УВ.

Многообразие типов нефтей обусловлено разнообразием геолого-геохимических условий залегания их в настоящее время и сложной геологической историей развития региона, определяемой в значительной мере тектоническим режимом территории. Формирование осадочного чехла бассейна в обстановке устойчивого прогибания создавало благоприятные условия для образования скоплений УВ. Наличие разнофациальных толщ в палеозойских отложениях, содержащих специфические формы органического вещества, явилось причиной разнообразия первоначальных типов нефтей.

1. Общее понятие о физико-химических свойствах нефтей

Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь переменного состава и говорить о константах нефти невозможно, потому что состав и свойства нефти могут существенно изменятся.

К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вязкость, фракционный состав).

Плотностью называется количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотности нефти и нефтепродуктов весьма облегчает возможные расчеты, связанные с расчетом их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, т. к. объем жидкости меняется с изменением температуры. Плотность имеет размерность кг/м3. Поэтому, зная объем и плотность, при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовых единицах, т. к. масса не зависит от температуры.

Удельным весом нефти принято условно называть отношение веса определенного объема нефти, взятого при 20⁰ С, к весу такого же объема воды, имеющей температуру 4⁰ С. Удельный вес нефти колеблется в пределах 0.75 - 1.00. Бывает густая нефть с удельным весом, несколько большим единицы, и легкая нефть с удельным весом менее 0.75. В нефти, удельный вес которой ниже 0.87, много бензина и керосина. Тяжелая нефть с удельным весом более 0.88 содержит много смол.

Вязкость - это внутреннее трение. Которое возникает меду молекулами жидкости при их взаимном перемещении под действием внешней силы. Различают динамическую и кинематическую связь нефтей. Значение вязкости при характеристике нефтей чрезвычайно велико. Наибольшее значение вязкость имеет при расчете нефтепроводов, при расчетах, связанных с подачей топлива и т.д.

Нефть характеризуется температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки судят о фракционном составе. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в составе нефти имеет большое значение для определения характеристик этой нефти.

Температура вспышки - это температура, при которой нефть, нагреваемая при определенных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Чем ниже температура вспышки, тем более он огнеопасен.

Температурой воспламенения называется та температура, при которой нагреваемый при определенных условиях нефтепродукт загорается и горит не менее 5 секунд.

Температурой застывания называется температура, при которой нефтепродукт теряет подвижность. Потеря подвижности с понижением температуры происходит в следствие выделения из нефти твердых углеводородов. Температура застывания нефти колеблется от +12 до - 40⁰ С; чем больше содержание парафина в нефти, тем при более высоких температурах она застывает. Это весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефти при низких температурах.

нефть химический углеводород асфальтеновый

2. Физико-химические свойства нефтей Ненецкого автономного округа

Рассмотрим группу месторождений Колвависовского нефтегазоносного района Хорейверской нефтегазоносной области, находящейся в центральной части Большеземельской тундры.

В анализ вошли 9 месторождений Центрального Хорейверского поднятия (Ардалинское, Ошкотынское, Сихорейское, Восточно-Сихорейское, Западно-Хоседаюское, Лапкотынское, Висовое, Северо-Ошкотынское, Северо-Хоседаюское) и 8 месторождений Сюрхаратинской зоны (Восточно-Янемдейское, Тэдинское, Южно-Сюрхаратинское, Урернырдское, Сюрхаратинское, Пюсейское, Северо-Сихорейское, Верхнеколвинское).

Свойства нефти определяются ее составом.

Легкая фракция нефти, включающая поверхностно-активные углеводороды (ПАУ) - низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафиновые) и ароматические УВ - наиболее подвижная и токсичная часть нефти. Большую часть легкой фракции составляют метановые УВ (алканы с С₅-С₁₁). Метановые УВ, находясь в почвах, водной или воздушной средах, оказывают наркотическое и токсическое действие на живые организмы. Особенно быстро действуют нормальные алканы с короткой углеводородной цепью. Они лучше растворимы в воде, легко проникают в клетки организмов через мембраны, дезорганизуют цитоплазменные мембраны организма. Большинством микроорганизмов нормальные алканы, содержащие в цепочке менее 9 атомов углерода, не ассимилируются, хотя и могут быть окислены.

Значительная часть легкой фракции нефти разлагается и улетучивается еще на поверхности почвы или смывается водными потоками. Путем испарения из почвы удаляется от 20 до 40% легких фракций. В большей степени это касается легких и средних нефтей. Частично нефть на поверхности подвергается фотохимическому разложению.

Для сравнительной оценки на рис 2 показано содержание легкой фракции в нефтях рассматриваемых месторождений. Наиболее высокими значениями отличаются Ошкатынское (21,3%), Ардалинское (19,4%), Северо-Хоседаюсское (17,2%), Южно-Сюрхаратинское (18%).

Содержание твердых метановых углеводородов (парафина) в нефти (от очень малых величин до 30%) - важная характеристика при изучении нефтяных разливов на почвах. Парафины не токсичны для живых организмов и в условиях земной поверхности переходят в твердое состояние.

Как уже говорилось, при понижении температуры, парафин образует кристаллическую решетку и лишает нефть подвижности, т.е. она застывает.

Твердый парафин очень трудно разрушается, с трудом окисляется на воздухе.

По содержанию этого парафина максимальным значением отличается Ардалинское месторождение (12,7%), минимальное - на Лапкотынском (1,3%).

Особый интерес представляют смолы и асфальтены. Эти вещества относятся к высокомолекулярным неуглеводородным компонентам нефти. Они играют исключительно важную роль, определяя во многом её физические свойства и химическую активность.

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) содержат основную часть микроэлементов нефти, в том числе почти все металлы. Общее содержание микроэлементов в нефти - сотые и десятые доли процента. С экологических позиций микроэлементы нефти можно разделить на две группы: нетоксичные и токсичные.

К нетоксичным и малотоксичным микроэлементам нефти относятся: Si, Fе, Аl, Мn, Са, Мg, Р, составляющие большую часть золы нефти. V, Ni, Со, Рb, Сu, U, Аs, Нg, Мо и другие микроэлементы в случае повышенных концентраций могут оказывать токсическое воздействие на биоценоз.

Среди токсичных металлов, концентрирующихся в САВ, наиболее распространенные V и Ni. Эти элементы были в числе первых металлов, обнаруженных в нефтях. Оба металла входят в состав порфированных комплексов, связанных со смолисто-асфальтеновой частью нефти.

Содержания ванадия может достигать 40% в золе (0,04% в нефти), никеля - 16% в золе (0,01% в нефти). Таким образом, в 1 тыс. т. пролившейся в почву нефти содержится до 100 кг V и Ni, что, безусловно, необходимо учитывать при оценке экологической ситуации.

По своему содержанию в нефтях никель обычно стоит на втором месте после ванадия. На рассматриваемых месторождениях их содержание сильно варьирует, количество V изменяется в пределах 2,7 - 147 г./т., а Ni еще в более широких пределах - от 5,4 до 68 г./т. Максимальные значения по этим компонентам отмечены на Лапкотынском месторождении.

Другие токсичные металлы находятся обычно в значительно меньших концентрациях, хотя их содержание в различных нефтях может сильно меняться.

Например, концентрация урана в нефти изменяется в пределах двух порядков: n*10^-4 - n*10^-2, т.е. до 10-15 мг на 100 г. Уран приурочен к смолисто-асфальтеновой фракции нефти и находится там в виде металлорганического комплекса. Вообще углеродистые вещества - хорошие сорбенты радиоактивных элементов.

На рис 4 показано содержание смолисто-асфальтеновых веществ и таких металлов как никель и ванадий. Хорошо прослеживается зависимость, как увеличивается содержание этих металлов с увеличением доли смол и асфальтенов по всему ряду месторождений.

Одной из постоянных, а также вредоносных составных частей нефти является сера. В сырых нефтях сера содержится главным образом в виде сернистых органических соединений, а в растворенном газе нефти - в составе сероводорода. Элементарная сера тоже встречается в сырых нефтях довольно часто; при хранении она собирается в отстое на дне нефтехранилищ. Содержание её в нефти крайне незначительно.

Присутствие серы в нефтях крайне нежелательно. Несмотря на то, что содержащие серу соединения нефтей до настоящего времени не нашли практического применения, эти соединения, постоянно привлекают внимание специалистов.

Дело в том, что сернистые соединения являются сильнейшими каталитическими ядами и, кроме того, активно корродируют металлическую аппаратуру, нефтепроводы, придают нефтям неприятный запах. Всё это приводит к необходимости разрабатывать методы очистки нефти и нефтепродуктов от соединений серы - методы обессеривания.

Обычно в остатке нефти, выкипающем при температуре выше 350 °С, заключается более 75% всей содержащейся в нефти серы. Поэтому для исследования сернистых соединений берут, главным образом, тяжёлые нефтяные фракции, полученные перегонкой в глубоком вакууме (во избежание разрушения сернистых соединений под действием высоких температур).

Физические свойства нефтей так же имеют существенные различия. В целом по рассматриваемой площади нефти относятся к классу средних и тяжелых (тяжелые - с плотностью свыше 900 г./см³).

По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе различной нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых УВ.

Плотность нефтей меняется от 0,846 до 0,944 г./см³, наиболее часто встречаемые значения 0,880 - 0,920 г./см³.

В пределах цепочки месторождений от Ардалинского до Висового отмечается увеличение плотности с запада на восток. Самые высокие значения плотности установлены на Лапкотынском (0,944 г./см³) и Западно-Хоседаюском (0,934 г./см³), а наиболее легкие нефти характерны для Ардалинского (0,856 г./см³) и Ошкотынского (0,846 г./см³) месторождений.

На территории Сюрхаратинской зоны плотность изменяется в пределах от 0,885 г./см³ на Южно-Сюрхаратинском до 0,932 г./см³ на Урернырдском месторождении.

Вязкость определяется при нормальных условиях (Р_атм, t = 20 °С).

Основная масса значений находится в интервале 50 - 550 мм²/с. Наиболее вязкая нефть - на Лапкотынском месторождении (3030 мм²/с), наименьшее значение - на Ошкотынском (9 мм²/с). Вязкость нефти во многом обусловлена ее компонентным составом, в частности, содержанием асфальто-смолистых веществ и парафинов. Более вязкие нефти, как правило, имеют повышенное содержание асфальтенов и смол (Лапкотынское месторождение: суммарное содержание смол и асфальтенов достигает 27,9%, в то время, как на Ардалинском и Ошкотынском - минимальные - 7,3% и 8,7% соответственно).

Помимо природы соотношения составляющих компонентов, вязкость нефти зависит от температуры. Как правило, чем выше температура выкипания нефтепродуктов, тем выше их значение вязкости.

На величину вязкости нефтей сильное влияние оказывает присутствие нормальных алканов. Содержание парафинов в нефти по рассматриваемым месторождениям достигает 12,7%. Вязкость этой группы углеводородов мала, даже у высокоплавких представителей (С_20-25) она составляет 10 - 12 мм²/с, однако они отличаются от других углеводородов нефти повышенной температурой застывания.

Характерной особенностью нефтей рассматриваемого региона является высокая температура застывания, которая в большинстве случаев принимает значения выше 0 °С.

Наиболее распространенные нефти имеют температуру застывания в интервале 6 - 16 °С. Два месторождения в северной части региона (Сихорейское, Пюсейское) содержат нефти с отрицательными t_заст.

Также особое внимание следует уделить такому негативному компоненту как сероводород (Н₂S). Сероводород в сырых нефтях содержится не всегда, причём в очень малых количествах, но при перегонке сернистой нефти выделение сероводорода - обычное явление. Это связано с разложением более сложных сернистых соединений при действии повышенных температур. Как уже упоминалось, присутствие сероводорода в нефти, нефтяном газе и в подтоварной воде резко интенсифицирует коррозионные процессы в трубопроводах и технологическом оборудовании, резко ухудшает экологические условия для работающих и природной среды.

Заключение

На ТПНГП сернистость нефтей довольно высокая, все они относятся к разряду сернистых (0,6 -1,8%) и высокосернистых (1,8 - 3,5%).

Между содержанием серы и смолистых веществ в нефтях имеется зависимость: с увеличением количества смолистых веществ увеличивается количество серы и возрастает плотность нефти. Таким образом, можно сказать, что сернистость и смолистость нефти непосредственно связаны между собой, следовательно, сера должна содержаться, главным образом, в тяжелых нефтяных остатках. Сернистые соединения активно корродируют металлическую аппаратуру, нефтепроводы, придают нефтям неприятный запах. Всё это приводит к необходимости разрабатывать методы очистки нефти и нефтепродуктов от соединений серы - методы обессеривания.

В пределах цепочки месторождений от Ардалинского до Висового отмечается увеличение плотности с запада на восток. Самые высокие значения плотности установлены на Лапкотынском (0,944 г./см³) и Западно-Хоседаюском (0,934 г./см³), а наиболее легкие нефти характерны для Ардалинского (0,856 г./см³) и Ошкотынского (0,846 г./см³) месторождений.

При понижении температуры, парафин образует кристаллическую решетку и лишает нефть подвижности. Наиболее вязкая нефть - на Лапкотынском месторождении (3030 мм²/с), наименьшее значение - на Ошкотынском (9 мм²/с). Для перекачки таких нефтей требуется подогрев трубопровода до температур выше точки застывания.

Два месторождения в северной части региона (Сихорейское, Пюсейское) содержат нефти с отрицательными t_заст.

Таблица 1 Результаты интегральной оценки

Список использованных источников

1. Пиковский Ю.И. Трансформация техногенных потоков нефти в почвенных экосистемах // Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем. М. 1988.

2. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Москва, ИПК Издательство стандартов, 2002 г.

3. Лекции В.П. Фадина. Преподаватель ЕАТК ГА по предмету «Применение и анализ нефтепродуктов». 1994 г.

Размещено на Allbest.ru