Групповой углеводородный состав нефти.

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТИ

Групповой углеводородный состав нефти позволяет решить во­прос о типе нефти по преобладанию в ней тех или иных углеводород­ных классов (групп). При определении группового состава обычно имеются в виду три основных класса углеводородов: метановые, или парафиновые (алканы), полиметиленовые, или нафтеновые (циклоалканы), и ароматические. Поскольку в состав нефти входит громадное число компонентов, то чаще определяют групповой состав каждой фракции нефти, но при этом необходимо учитывать, что групповой состав меняется от фракции к фракции.

Принцип, положенный в основу классификации нефтей, должен учитывать их характерные особенности, позволяющие проводить различие между ними. Так, в основу классификации, разработанной акад. С. С. Наметкиным, положено содержание в нефти главного компонента (составляющего не менее 50%). Соответственно этому выделяется три типа нефтей: метановые (М), нафтеновые (Н), арома­тические (А). Большое значение имеет также содержание дополни­тельного компонента (составляющего не менее 25%), который при­дает нефти дополнительные специфические свойства. Таким образом, можно наметить еще четыре типа нефтей (в названии основной ком­понент занимает первое место, т. е. буквенные обозначения располо­жены в порядке убывания содержания соответствующих углеводород­ных групп): метано-нафтеновые (МН), нафтено-метановые (НМ), ароматическо-нафтеновые (АН), нафтено-ароматические (НА).

Наконец, может быть случай, когда все три основных компонента представлены приблизительно в равных количествах: метано-нафтено-ароматические (МНА).

Нефти первых трех типов встречаются редко. Из них наиболее распространены нафтеновые нефти (эмбинские, некоторые бакин­ские). Нефти метанового типа в СНГ не встречаются. Нефть, наи­более близкая к третьему, ароматическому типу, в СНГ имеется в месторождении Чусовские городки, однако из-за довольно высокого содержания нафтеновых углеводородов, наряду с ароматическими, ее скорее следует отнести к ароматическо-нафтеновому типу (АН). В большинстве же нефти относятся к перечисленным выше смешан­ным типам. Примером метано-нафтено-ароматического типа может служить майкопская нефть.

Следует еще раз подчеркнуть некоторую условность такой класси­фикации нефтей. Количественное определение углеводородов раз­личных классов проводится не сразу во всей нефти, а в отдельных ее погонах. Довольно часто при переходе от низших погонов к выс­шим отнесение нефти к тому или иному типу может измениться. Приведем пример: грозненская парафинистая нефть при классифика­ции по погонам, выкипающим до 300°С, имеет ярко выраженный метано-нафтеновый характер, а в погонах, выкипающих выше 300°С, нафтены уже преобладают над парафинами (нафтено-метановый тип).

Помимо химической классификации нефтей существует также технологическая классификация, предусматривающая деление неф­тей на типы, существенно различающиеся по технологии их пере­работки. Это определяется, например, содержанием твердого пара­фина, серы, масел и др.

По содержанию парафина (% масс.):	По содержанию серы (% масс.):
Малопарафиновые . . . . . .менее 1,5	Малосернистые . . . . . . . менее 0,5
Парафиновые . . . . . . . . . .1,5–6,0	Сернистые . . . . . . . . . . .0,51–2,0
Высокопарафиновые . . . . .более 6,0	Высокосернистые . . . . . . более 2,0
По содержанию фракций, выкипающих до 350°С, и масел
Выход фракций до 350°С (% масс.):	Содержание масел (% масс.):
Менее 30	Менее 15
30–35	15–20
Более 45	Более 20

МОЛЕКУЛЯРНЫЙ ВЕС

Поскольку нефть и ее фракции не являются индивидуальными веществами, то говорить можно только об их среднем молекулярном весе, величина которого зависит от молекулярных весов индивиду­альных соединений и количественного соотношения их в нефти.

Молекулярный вес нефтяных фракций увеличивается по мере возрастания температуры их кипения.

Экспериментально молекулярный вес определяется криоскопическим и эбуллиоскопическим методами.

Криоскопический метод определения молекулярного веса какого-либо вещества основан на понижении температуры за­мерзания раствора этого вещества по сравнению с температурой за­мерзания чистого растворителя. В качестве растворителя легких фракций нефти обычно употребляют бензол, а более высокомолеку­лярных фракций — нафталин, камфару.

Эбуллиоскопический метод основан на повышении температуры кипения раствора вещества по сравнению с температу­рой кипения чистого растворителя. Обычно он применяется при анализе легких фракций. В качестве растворителей используются бензол, нитробензол и некоторые другие вещества.

Расчет молекулярного веса ведется по формуле:

M=K^.g^.1000 / G^.Δt,

где К — криоскопическая (К_кр) или эбуллиоскопическая (К_э6) кон­станта растворителя;

g — масса растворенного исследуемого вещества;

G — масса растворителя;

Δt — понижение температуры замерзания (Δt_з) или повышение температуры кипения (Δt_к).

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

Плотность

Для индивидуального химического соединения ха­рактерна совокупность постоянных физических свойств. Нефть же является не только смесью многих индивидуальных соединений, но и смесью переменного состава. Поэтому следует помнить, что физические свойства нефти являются специфическими параметрами, характер­ными для каждой данной нефти. Тем не менее определение некото­рых физических свойств нефти имеет большое значение. Такие свой­ства, как плотность, температурные пределы кипения, температура застывания, показатель преломления и др., дают первую, хотя и гру­бую характеристику нефти и ее товарных качеств.

Плотностьопределяется количеством покоящейся массы, заключенной в еди­нице объема. В Международной системе единиц измерения (СИ) единицей плотности является килограмм на кубический метр (кг/м³).

На практике чаще имеют дело с безразмерными величинами, т. е. отношением плотности вещества к плотности воды при +4°С (при этой температуре плотность воды наибольшая). Относительная плотность обозначается символами с двумя индексами: верхний отно­сится к температуре вещества, нижний — к температуре воды: ρ₄²⁰. Плотность зависит от температуры: с повышением температуры эта величина уменьшается из-за теплового расширения веществ.

Методы определения ρ: с помощью ареометра и пикнометра — маленькой колбочки, имеющей метку определенного объема при определенной температуре.

Рисунок 7 — Ареометр Рисунок 8 — Пикнометр

Если определение плотности проводилось не при стандартной температуре (+20°С), необходимо привести эту величину к стандарт­ной. Для этого существуют таблицы поправок, вычисленных по сле­дующей формуле:

ρ₄²⁰ = ρ₄^t + γ (t-20),

где γ — поправка плотности при изменении температуры на 1°С;

t — температура опыта, °С.

Однако следует помнить, что для большинства нефтепродуктов такая линейная зависимость справедлива лишь в интервале темпера­тур от 0 до 50°С, и даже в этом случае она иногда дает отклонения, особенно в отношении сильно ароматизированных нефтей. Поэтому наиболее точные значения можно получить лишь при непосредствен­ном определении плотности в стандартных условиях.

Для большинства нефтей величина относительного удельного веса и относительной плотности находится в пределах 0,750–1,000. Лишь как исключение встречаются нефти плотностью меньше 0,750 и густые асфальтообразные нефти, плотность которых превышает 1,000. В каждом месторождении обычно можно встретить и легкие и тяжелые нефти. Различие в плотности нефтей связано с различием в количест­венном соотношении углеводородов отдельных классов; так, нефти с преобладанием метановых углеводородов легче нефтей, богатых ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ неф­ти выше 1,000, поэтому чем больше их в нефти, тем выше ее плотность. С другой стороны, чем больше в нефти растворено газов, тем она легче. При фракционной разгонке нефти плотность отдельных фракций возрастает вместе с повышением температур кипения этих фракций. Общая плотность нефти зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций. Легкие нефти содержат, как правило, преобладающее количество легкокипящих компонентов (бензина, керосина), а тяжелые нефти — более значительные количества тя­желых компонентов (масел, смол и т. п.) и меньшее количество легких. Поэтому плотность нефти дает первое приближенное представле­ние о ее составе.

Вязкость

Вязкость — один из важнейших физико-химических параметров нефти. Вязкостьюназывается сопротивление, возникающее внутри жидкости при перемещении одних ее слоев относительно других.

Величина вязкости входит во все гидродинами­ческие расчеты, связанные с движением нефти (например, в нефте­проводах и т. п.), в том числе в расчеты, связанные с миграцией нефти в залежи.

Различают динамическую вязкость нефти (η), кинематическую вязкость (ν) и условную вязкость.

Динамическая вязкость измеряется в Пуазах (П) и сантипуазах (сП) в системе СГС; в системе СИ единица динами­ческой вязкости не имеет собственного названия, ее размерность — ньютон в секунду на квадратный метр (1Н_*с/м² = 10 П).

Кинематическая вязкостьпредставляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности ρ при той же температуре:

ν = η / ρ.

В системе СИ единица кинематической вязкости имеет размер­ность м²/с. Распространенными единицами кинематической вязкости (в системе СГС) являются Стокс (Ст) и сантистокс (сСт); 1 Ст = = 1_*10^-4 м²/с.

Отношение динамической вязкости η нефти к динамической вяз­кости воды η₀ при той же температуре называется удельной вязкостью:

μ = η / η₀.

Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью:

φ = 1 / η.

На практике часто пользуются величиной так называемой ус­ловной вязкости, измеряемой в градусах (°ВУ). Условная вязкость — это отношение времени истечения нефти при заданной температуре ко времени истечения дистиллированной воды при 20°С.

Вязкость нефтей различных месторождений колеблется в широких пределах. Величина вязкости нефти и ее фракций сильно зависит от температуры — с повышением температуры уменьшается, а с по­нижением — возрастает. Кроме температуры, вязкость нефти зависит также от давления — с повы­шением давления вязкость увеличи­вается. Помимо физических условий (температура, давление) весьма существенное влияние на вязкость нефти оказывают факторы химического характера — ее групповой углеводородный состав. Известно, что при переходе от низших нефтяных фракций к выс­шим вязкость повышается. Эта зависимость представляет собой про­явление общей закономерности, согласно которой с повышением молекулярного веса углеводородов в одном и том же гомологическом ряду вязкость их увеличивается. При сопоставлении одинаковых по числу атомов С углеводородов различных гомологических рядов замечено, что наибольшей вязкостью обладают нафтены, далее сле­дуют ароматические углеводороды, затем парафины. Существенное влияние оказывает также строение молекул углеводорода. Парафины нормального строения имеют более высокую вязкость, чем парафины изостроения. Носителями вязкости могут быть представители нафтенового и ароматического рядов. Для определения вязкости пользуются вискозиметрами. Они бывают различных конструкций, но в большинстве их принцип дей­ствия основан на измерении вре­мени истечения определенного объема исследуемой жидкости через капиллярную или более широкую трубку (рис. 9).

1 — колено; 2 — колено; 3 — отводная трубка; 4 — расширение

Рисунок 9 — Вискозиметр

При этом для вычисления вязкости пользуются формулой Пуазейля:

η = πr²pτ / 8υL ,

где r и L — соответственно радиус и длина капилляра;

р — давление, под которым происходит истечение за время τ;

υ — объем вытекшей жидкости.