Сырая нефть и ее характеристики

Нефть	Относительная плотность по воде,	Плотность API, °API
Легкая	0,800-0,839	36°-45,4°
Средняя	0,840-0,879	29,5°-36°
Тяжелая	0,880-0,920	22,3°-29,3°
Очень тяжелая	0,880-0,920	Менее 22,3°
Относительная плотность = масса соединения/ масса воды API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5

Сырой нефтью называютнефть, получаемую непосредственно из скважин. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так инефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты. Важнейшими характеристиками свойств сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафинов и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность нефти, так и в абсолютных единицах, выраженная в г/см3, так и плотность нефти, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах. Относительная плотность = масса соединения/ масса воды API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5.По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе сырой нефти инефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность сырой нефти указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта сырой нефти(российская Siberian Light). Чем меньше плотностьсырой нефти, тем легче процесс ее переработки нефти и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов. По содержанию серы сырую нефть в Европе и России подразделяютна малосернистую(до 0,5%), сернистую(0,51-2%) и высокосернистую (более 2%), в США - на сладкую (до 0,5%), среднесладкую/ среднекислую (0,51-2%) и кислую(более 2%). Классификация, принятая в США, кажущаяся на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. На заре добычи нефти в Пенсильвании, получаемый из нее керосин использовался в качестве лампового масла для освещения помещений. Керосин с большим содержанием серыдавал отвратительный запах при сгорании, поэтому больше ценился керосин с низким содержанием серы, сладкий на вкус. Отсюда и произошла эта терминология сладкой нефти. Нефтьявляется смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых - комбинация атомов углерода и водорода - углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения, этот процесс называют перегонкой нефти. Соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры, называются фракциями, а температуры начала и конца кипения - границами кипения фракции или пределами выкипания. Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая выше 350°С, является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции - темные. Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. Как правило, сырая нефть содержит следующие фракциииз которых потом получаются и основные продукты нефти:

Температура кипения	Фракции
выше 430°C	Мазут
230-430°С	Газойль (смазочные масла)
160-230°С	Керосин
105-160°С	Нафта
32-105°С (до 150 °С)	Бензин
менее 32°С	Углеводородные газы

Различные нефти сильно отличаются по составу. В легкой нефти (light oil) обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых - газойля и мазута. Наиболее распространены нефти с содержанием бензина 20 - 30%. Присутствие механических примесей в составе сырой нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве сырой нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования,а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие. Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т.е. их природой и соотношением, она характеризует свойства распыления и перекачивания нефти инефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания. Технология переработки нефти- производство нефтепродуктов, применяемых в разных отраслях хозяйства, в основном на транспорте, в энергетике, в химической промышленности, на первичной стадии обработки связана с ее обезвоживанием и обессоливанием. При первичной переработке нефти с помощью различных технологий ставится задача максимального извлечения светлых фракций, к которым относятся все фракции кроме мазута. Вследствие того, что фракции перегонки различны по свойствам, то готовую нормированную продукцию производят путём компаудирования (технология смешения) в товарном парке. Пробы полученных смесей идут на лабораторный анализ, где определяют их свойства. Для бензина это октановое число, для мазута - плотность, вязкость и т. д. На основании этих данных составляется паспорт на партию продукта с указанием марки и всех результатов анализа. Произведённые по технологии горючесмазочные материалы (ГСМ) проходят через систему контроля качества, которую осуществляют независимые лаборатории. При изменении параметров технологии переработки нефти обязательно должна проводиться сертификация продукта. В специализированных лабораториях ЭКРОС всегда находятся стандартные образцы состава и свойств определения параметров качества нефти и нефтепродуктов: по вязкости (63,6 -1,44 мПас), плотности (683-1343 кг/м³), массовой доли механических примесей (0,004-1,1%), давления насыщенных паров (8-36кПа при 37,8 ºС), массовой доли содержания серы в нефти и нефтепродуктах (0,045-5,25%), содержания хлористых солей в нефти и нефтепродуктах (4,5 - 910 мг/дм³). Массовое содержание воды в нефти и нефтепродуктах (0,095-5,5%), содержание массовой доли ароматических углеводородов в нефтепродуктах (4,5-44%) и так далее..

В качестве примера рассмотрим основные физико-химические свойства и состав пластовой нефти и в стандартных условиях , представленные в регламентной таблице 1 для подсчета запасов

Таблица 1- Физико-химические свойства и состав разгазированной и пластовой нефти по регламентной таблице для подсчета запасов и ТЭО КИН.

Показатели	Единицы измерения.	Кол-во исследований	Среднее значение
скв	проб
Пластовая температура	0С
В пластовых условиях:
	Плотность нефти	г/см3			0,7907
	Вязкость нефти	мПас			1,31
	газосодержание	м3/т			105,4
	Давление насыщения	МПа			9,40
	Средний коэффициент сжимаемости нефти	1/МПа			0,00253
	Средний коэффициент растворимости газа в нефти	м3/м3МПа			12,8
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях:
	Плотность нефти	г/см3			0,8328
	Газовый фактор	м3/т			115,1
	Объемный коэффициент	доли ед			1,248
	Вязкость нефти при 20 0С	мПас			9,7
	Плотность газа по воздуху	доли ед			0,926
Массовое содержание :
	воды	%			сл
	серы	%			1,25
	смол силикагелевых, сернокислых	%			10,3-26
	асфальтенов	%			2,9
	парафинов	%			4,0
Температура:
	Застывания нефти	0С			-20
	Плавления парафина	0С
	Начала кипения	0С
Объемное содержание светлых фракций:	%
остаток

Отметим, нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного. Итак, плотность нефти - это масса тела в состоянии покоя к его объему, измеряется в количестве массы в кубическом метре нефти. Вязкость - свойство флюида оказывать сопротивление трению при движении, газовый фактор-количество газа в 1 тонне дегазированной нефти (количество газа в м3, приходящихся на 1м3 или тонну дегазированной нефти). Давление насыщения нефти газом, это давление при котором начинает выделяться газ из нефти в пласте. Разделение фракций нефти основано на разности в температурных интервалах кипения. Окислительная способность нефти зависит от содержания в ней серы. Парафинистостьнефти зависит от наличия твердых компонентов в ней. Бензин получается при температуре нагрева до 140ºС, смазочные масла от 300-500 ºС. Объемный коэффициент нефти показывает – во сколько раз объем нефти в стандартных условиях меньше по сравнению с пластовыми условиями.

В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:

1.Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH_2n+2. Содержание их в нефти составляет 30 - 70%. Различают алканы нормального (н-алканы – пентан и его гомологи) строения, изостроения (изоалканы – изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.). В нефти присутствуют газообразные алканы от С₁ до С₄ (в виде растворённого газа), жидкие алканы С₅ – С₁₆ составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы С₁₇ – С₅₃, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины.

2.Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой C_nH_2n, бициклические - C_nH_2n-2, трициклические - C_nH_2n-4, тетрациклические - C_nH_2n-6. Содержание их в нефти колеблется в интервале 25 - 75%. Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти.

3.Ароматические углеводороды(арены) – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические π - сопряжённые системы. Содержание их в нефти изменяется от 10 до 50%. К ним относятся представители моноциклических: бензол и его гомологи (толуол, о-, м-, п-ксилол и др.), бициклические: нафталин и его гомологи, трициклические: фенантрен, антрацен и их гомологи, тетрациклические: пирен, его гомологи и другие. - C_nH_2n-6,

4.Гибридные углеводороды (церезины) –углеводороды смешанного строения: парафино-нафтенового, парафино-ароматического, нафтено-ароматического. В основном это твердые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей.

5.Гетероатомные соединения– углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы. К ним относятся: кислородсодержащие -фенолы, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и др., содержание в нефтях от 0,1 до 1%; серосодержащие - меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и др., содержание в нефтях от 0,1 до 1-6 %; азотсодержащие - амины, пиридин, хинолин, пирролы и др. и их производные, содержание в нефтях от 0,02 до 0,4 -1%; порфирины - имеют структуру в основе, которой расположены четыре пиррольных кольца координационно соединенные с атомами ванадия, никеля и др., содержание в нефтях меньше 1%; смолыи асфальтены -высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома, содержание в нефтях от 1 до 35%.

Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300^оС. В нефтях Западной Сибири на их долю приходится до 15%.

В нефтях содержатся в малых количествах минеральные вещества и вода.

Фракционный состав нефтиотражает содержание соединений, выкипающих в определенных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-540°С. Различают следующие основные фракции нефти:

- 28-180°С – широкая бензиновая фракция; 140-200°С – уайт-спирт; 180-320°С – широкая керосиновая фракция; 150-240°С – осветительный керосин; 180-280°С– реактивное топливо;

- 140-340°С – дизельная топливо (летнее); 180-360°С – дизельная топливо (зимнее );

- 350-500°С – широкая масляная фракция; 380-540°С – вакуумный газойль.

Фракционирование осуществляется на установках АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта не всегда остаются постоянными, имеют различия в пределах нефтегазоносности залежи. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта.

В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах. Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки. Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2%, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях. Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков.

Повторим и закрепим:

Состав нефтей. Нефть состоит преимущественно из углеводородных соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав нефти входят также высокомолекулярные соединения, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения нефти при разработке залежей.

Нефти содержат от долей процента до 5—6% серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (содержание серы не более 0,5%), сернистые(0,5—2,0%), высокосернистые(более 2%),

Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений непостоянного состава. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах от 1 до 40 %. Наибольшее их количество отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ. Нефти по содержанию смол подразделяются на малосмолистые (содержание смол ниже 18%), смолистые (18—35%), высокосмолистые(свыше 35%).

Нефтяной парафин — это смесь твердых УВ двух групп — парафинов(С₁₇Н₃₆ – С₃₅Н₇₂) и церезинов(С₃₆Н₇₄ – С₅₅Н₁₂₂). Температура плавления первых 27 – 71⁰С, вторых -65 – 88⁰С. Нефти относят к малопарафинистымпри содержании парафинна менее 1,5% по массе, к парафинистым— 1,5 — 6,0% по массе, к высокопарафинистым— более 6 %. В отдельных случаях содержание парафина превышает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.